Анализ работы скважин, оборудованных штанговыми насосами на Яунлорском месторождении

По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатационном фонде числилось 216 скважин, оборудованных УШСН, из них бездействующий фонд – 27 скважин, действующий – 189, в том числе простаивающий – 7. Добыча нефти установками ШСН в 2011 году составила 169487 т (8,6 % от всей добычи), средний дебит жидкости 10.4 м3/сут, нефти 2.0 т/сут. В скважины спущены насосы диаметром плунжера от 27 мм до 57 мм, наиболее применяемые – с диаметром плунжера 27 мм и 32 мм, ими оборудовано 59 % скважин.

Основной фонд добывающих скважин (более 67 %), оборудованных УШСН, расположен на объекте АС7-8. Среднее забойное давление в скважинах составляет 12 МПа (средняя депрессия 7,5 МПа, средний Ндин = 962 м). Проведенный анализ режимов работы скважин показал, что в части скважин насосное оборудование работает в несогласованном режиме с пластом. Как правило, это скважины с низкими коэффициентами подачи из-за износа плунжерной или клапанных парили скважины, работающие с высокой обводнённостью – более 90 %. Из технологических режимов работы скважин следует, что отдельные низко-обводнённые скважины можно перевести на эксплуатацию УЭЦН, но их основная часть расположена в ВНЗ. В скважинах, расположенных в ЧНЗ, возможность смены способа эксплуатации существует в единичных скважинах, при этом прирост нефти по ним не превышает 4–5 т/сут.

Среднее забойное давление в скважинах объекта разработки АС9-10 составляет 14,1 МПа (депрессия 5,6 МПа, Ндин=696 м). Основной фонд скважин высоко обводнён, с обводнённостью более 90 % работает 64 % скважин. Проведённый анализ режимов работы скважин на возможность смены способа эксплуатации показал, что возможность перевода с эксплуатации УШСН на УЭЦН за счёт создания больших депрессий на пласт существует в единичных скважинах, но они имеют высокую обводнённость (92-95 %). Проведённые технологические расчёты показывают, что снижение в них забойного давления незначительно увеличит дебит скважин по нефти (менее 1–2 т/сут), но значительно увеличит дебит воды, в связи с чем, на данном этапе не рекомендуется проведение оптимизации режимов работы высокообводнённых скважин.

Объект разработки БС10 эксплуатируют 23 скважины. При глубине спуска насосов 1359 м на забое добывающих скважин достигнуто среднее давление 15 МПа (депрессия 8,6 МПа). В основном фонде скважин насосное оборудование работает в согласованном режиме с пластом. Резервы увеличения дебитов скважин за счёт перевода скважин с эксплуатации УШСН на УЭЦН отсутствуют.

По объектам разработки БС18-20 и ЮС2 средние забойные давления в добывающих скважинах составляют 15,4 и 14,9 МПа (БС18-20 – депрессия 9,3 МПа, Ндин = 1108 м; ЮС2 – средняя депрессия 11,8 МПа, средний Ндин= 1449 м). Все скважины работают в согласованном режиме с пластом.

Средний межремонтный период скважин, оборудованных УШСН, на 01.01.2012 составил 609 суток, коэффициент эксплуатации скважин – 0.976.

Таким образом, проведенный анализ режимов работы добывающих скважин показал, что на месторождении отсутствуют значимые резервы увеличения текущих дебитов скважин по нефти за счёт согласования режимов работы «пласт-скважина-насос» и создания больших депрессий на пласт. В дальнейшем поддержание отборов нефти планируется за счёт проведения в них геолого-технических мероприятий (зарезка боковых стволов, ГРП и т.п.).

Основные причины отказов УШСН:

- обрыв штанг;

- утечки через неплотностивмуфтовыхсоединениях НКТ,которые все время подвергаются переменным нагрузкам;

- уменьшение полезного ходаплунжерапо сравнению сходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штангитруб;

- утечки между цилиндром иплунжером,которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей воткачиваемойжидкости;

-утечки вклапанах насоса из-за их немгновенногозакрытия иоткрытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

-большое содержание песка воткачиваемойжидкости(песок, попадая вглубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр -плунжер»,клапанов, авряде случаев вызывает заклиниваниеплунжерав цилиндре и обрыв штанг.Кроме того, чрезмерное количество песка впродукции приводит косаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности;

- отложения солей на узлах насоса и в НКТ;

- АСПО в НКТ и на насосных штангах;

- сильное искривление скважин.

Таблица 7 - Показатели работы действующих скважин, оборудованных УШСН, по состоянию на 01.01.2012