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.

Показатель	Объект разработки
АС7-8	АС9-10	БС10	БС18-20	ЮС2
Количество скважин
Глубина спуска насоса, м	средняя максимальная минимальная
Динамический уровень, м	средний максимальный минимальный
Забойное давление, МПа	среднее максимальное минимальное	12,0 16,9 8,2	14,1 16,5 9,0	15,0 17,6 11,7	15,4 16,6 14,1	14,9 17,6 12,1
Депрессия на пласт, МПа	средняя максимальная минимальная	7,5 11,3 2,6	5,6 10,7 3,2	8,6 11,9 6,0	9,3 10,6 8,1	11,8 14,6 9,1
Средний дебит, м3/сут	жидкости	9,55	12,94	8,97	7,83	10,06
Средний дебит, т/сут	нефти	1,91	1,17	2,49	3,74	8,82
Средняя обводненность, %	80,0	90,96	72,24	52,23	12,33

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