Скважинная добыча нефти

Целью данного проекта является анализ работы фонда скважин оборудованного УЭЦН, выявление основных причин отказов и грамотный подбор типоразмеров ЭЦН к конкретным скважинам для обеспечения их надежной работы и, как результат, снижение затрат на извлечение нефти.

Средний дебит по нефти достигнут 24,0 т/сут, при проектном 29,97 т/сут, по новым скважинам 14 т/сут, при плановом значение 22,46 т/сут. Средний дебит по жидкости по действующему фонду скважин 40,43 т/сут, когда по проекту 43,698 т/сут, по новым скважинам – 29,2 т/сут, при проектном 28,306 т/сут. Динамика среднего суточного дебита скважин в целом по месторождению показана на рисунке 2.2.

Рис. 2.2 Динамика среднего суточного дебита одной скважины
Темпы разбуривания за 2012 год составили 529,57 тыс.м при проектном 550 тыс.м, введено в эксплуатацию 187 скважин при плане 159. Динамика добывающего фонда скважин по месторождению в целом и сопоставление с проектными значениями приведена на рисунке 2.3.
Рис. 2.3. Динамика добывающего фонда скважин
Основные показатели разработки Тянского нефтяного месторождения на 2012 год представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Проектные и фактические показатели разработки Тянского месторождения на 2012 год
Показатели разработки проектные фактические
Годовая добыча нефти, тыс.т. 5400 5600
Годовая закачка воды, тыс.т. 11870 12440
Темп отбора, % 2,4 2,44
Текущая обводнённость, % 45,1 45,76
Средний дебит по нефти одной скважины, т/сут 29,97 24,0
Средний дебит по жидкости одной скважины, т/сут 43,7 40,43

Тянское месторождение разрабатывается с 1995 года, находится на первой стадии разработки, основными объектами являются АС9, АС10, АС101+2. Средняя глубина залегания продуктивных пластов достигает 2200-2600 м. В целом по месторождению запасы нефти по категориям С1 и С2 составляют: балансовые – 578650 и 219725 тыс.т. соответственно, извлекаемые – 217214 и 34482 тыс.т. Нефти всех продуктивных пластов месторождения по физическим свойствам почти одинаковы и являются сернистыми, парафинистыми, лёгкими и маловязкими.
По состоянию на 01.01.2012 г. на Тянском месторождении пробурено 630 скважин, из них 52,4 % эксплуатируются с помощью УЭЦН. Основными причинами, осложняющими эксплуатацию и приводящими к отказам скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях Тянского месторождения являются: повышенное содержание механических примесей (21,2 %), негерметичность лифта (22 %), выход из строя ПЭД и кабеля (16 %), отложения АСП в подъёмных трубах (7 %).
Из проведенного анализа фонда оборудованного УЭЦН следует, что во многих скважинах требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и необоснованно большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне.
В результате оптимизации выбора оборудования для десяти скважин Мурьяунской площади Тянского месторождения:
1) произошло уменьшение глубины спуска насосов в среднем на 105 метров, вследствие того, что были уменьшены давления на приёме до оптимального;
2) достигнуто снижение затрат на электроэнергию для извлечения нефти, в силу того, что были установлены насосы меньшей производительности и менее мощные погружные электродвигатели, которые работают в оптимальном режиме с большим КПД. При этом потребная мощность уменьшилась в целом на 31,61 кВт.
При сравнении фактических и расчётных дебитов можно отметить, что они существенно не отличаются.
Таким образом, перспективными направлениями по повышению эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН, являются: выбор оптимальной глубины спуска насоса; отыскивание скважин, на которых установлены ЭЦН большей производительности по отношению к фактическому дебиту, и их замена на менее производительные; применение дополнительного оборудования, предназначенного для повышения эффективности работы УЭЦН.