Перспективы эксплуатации скважин с применением уэцн и ушгн
В настоящее время пробуренный добывающий фонд скважин на месторождении эксплуатируется механизированным способом, установками ЭЦН и ШГН. Как показал анализ работы добывающего фонда скважин установки ЭЦН и ШГН удовлетворяют условиям разработки месторождения. Применяемые для добычи нефти установки ЭЦН и ШГН обеспечивают проектные показатели эксплуатации механизированных скважин.
Учитывая добывные возможности серийно выпускаемого насосного оборудования, физико-химические свойства нефти, сложившуюся систему обустройства и накопленный опыт эксплуатации добывающих скважин на месторождении, предлагается для добычи нефти в скважинах Повховского месторождения и на проектируемый период использовать установки ЭЦН и ШГН.
В соответствие с опытом, установками ШГН необходимо оборудовать наименее искривленные скважины с дебитами до 20 м3/сут. Применение ЭЦН рекомендуется в наиболее искривленных и высокопродуктивных скважинах с дебитом более 20 м3/сут.
3.3 Анализ причин простоя и характеристика технического состояния фонда добывающих скважин
По состоянию на 01.01.2008 г. в бездействии находится 336 скважин, из них 194 - фонтанных, 26 скважин, оборудованных УЭЦН, 116 скважин с УШГН. Бездействие фонтанных скважин обусловлено обводнением, малодебитностью и негерметичностью эксплуатационной колонны. Коэффициент использования фонтанного фонда составил 0.03.
Бездействие скважин, оборудованных УЭЦН, обусловлено в основном обводнением, неисправностью оборудования (таблица 3.7). Коэффициент использования электроцентробежного насосного фонда составил 0.97. Более половины бездействующих скважин с ЭЦН относится к 5 и 6 участкам (60%).
Таблица 3.7 Распределение бездействующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по причинам остановки
Причина остановки |
Объект БВ8 |
Итого по объекту БВ8, шт. |
Пласт ЮВ1, шт. |
|||||||
Участок |
||||||||||
2а |
2б |
2в |
3 |
4 |
5а |
5б |
6 |
|||
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
|||
Отсутствие подачи |
|
|
|
1 |
|
|
|
2 |
3 |
|
Неэффективные |
|
|
|
|
|
1 |
1 |
1 |
3 |
|
Заклинивание ЭЦН |
|
|
1 |
1 |
|
|
|
|
2 |
|
Обводнение |
1 |
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
|
Зарезка 2-го ствола скв. |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
1 |
|
Ремонт скважины с ЭЦН |
|
|
|
|
|
1 |
|
|
1 |
|
Падение изоляции кабеля |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
1 |
1 |
Прочие простои |
2 |
1 |
1 |
1 |
|
3 |
1 |
2 |
11 |
|
Прочие КРС |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
1 |
|
Итого |
3 |
1 |
2 |
3 |
|
5 |
6 |
4 |
25 |
1 |
Распределение бездействующего фонда скважин, оборудованных УШГН, по причинам остановки приведено в таблице (таблица 3.8).
Таблица 3.8 Распределение бездействующего фонда скважин, оборудованных УШГН, по причинам остановки
Причина остановки |
Объект БВ8 |
Итого по объекту БВ8 |
Пласт ЮВ1 |
|||||
Участок |
||||||||
1 |
2а |
2б |
2в |
3 |
4 |
|||
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
шт. |
|
Ревизия и смена насоса |
|
2 |
1 |
|
5 |
|
8 |
4 |
Отсутствие циркуляции |
|
|
3 |
|
2 |
|
5 |
19 |
Отсутствие подачи |
|
1 |
1 |
1 |
1 |
|
4 |
4 |
Обрыв штанг |
|
1 |
1 |
1 |
1 |
|
4 |
1 |
Ожидание ГРП |
|
3 |
|
|
1 |
|
4 |
|
Обводнение |
|
2 |
1 |
1 |
|
1 |
5 |
2 |
Ремонт скважин с ШГН |
|
3 |
|
|
|
1 |
4 |
|
Прочие аварии |
|
|
1 |
|
1 |
|
2 |
|
Обрыв полированного штока |
1 |
|
|
|
|
|
1 |
1 |
Отсутствие притока жидкости |
|
|
1 |
|
|
|
1 |
1 |
Ожидание исследования скважины |
|
|
|
1 |
|
|
1 |
|
ГРП |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
Малодебитная скважина |
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Прочие простои |
|
2 |
|
2 |
6 |
1 |
11 |
26 |
Итого |
1 |
14 |
9 |
6 |
17 |
3 |
50 |
66 |
Как показал анализ работы добывающего фонда скважин, бездействие добывающего фонда скважин обусловлено причинами геологического, технического и технологического характера. Одна из основных причин бездействия скважин - отсутствие циркуляции в результате парафиногидратных отложений (21%). Основной фонд бездействующих скважин с ШГН по объекту БВ8 относится к участкам 2а и 3 (64%). Коэффициент использования скважин, оборудованных ШГН, по состоянию на 1.01.2008 г. составил 0.71.
Сравнение фактических и проектных коэффициентов эксплуатации и использования механизированного фонда приведено в таблице (таблица 3.9). Коэффициенты эксплуатации и использования скважин, оборудованных ШГН, ниже проектных.
Распределение добывающего фонда скважин, находящихся в бездействии, по интервалам дебитов нефти представлено в таблице (табл. 3.10)
Распределение скважин по интервалам дебитов нефти показало, что 49.1% скважин до остановки эксплуатировались с дебитами нефти не более 1 т/сут., 38.4% - с дебитами – 1-5 т/сут. и 12.5% скважин до остановки эксплуатировались с дебитами нефти 5 т/сут. и более.
В таблице (таблица 3.11) приведены причины нахождения скважин с дебитами нефти 5 т/сут. и более в бездействии.
Таблица 3.11 Причины нахождения скважин с дебитами нефти 5 т/сут. и более в бездействии
Скважина |
Объект разработки |
Дата остановки |
Дебит нефти на момент остановки, т/сут. |
Дебит жидкости на момент остановки, т/сут. |
Обводнен-ность на момент остановки, % |
Причина остановки |
1131 |
БВ8 |
13.11.2007 |
5 |
10 |
45 |
ГТМ (ГРП) |
1430 |
БВ8 |
01.01.1994 |
5 |
6 |
0 |
Смещение Э/К |
6089 |
БВ8 |
25.11.1995 |
5 |
5 |
1 |
Смещение Э/К |
2403 |
БВ8 |
22,02,2000 |
5 |
18 |
70 |
Аварийный забой |
558 |
БВ8 |
30.10.1995 |
6 |
8.0 |
18 |
Аварийный забой |
4179 |
БВ8 |
17.04.1985 |
6 |
74 |
90 |
Аварийный забой |
4283 |
БВ8 |
20.07.1997 |
6 |
10 |
30 |
Полет ЭЦН |
6254 |
БВ8 |
30,11,1990 |
6 |
8 |
7 |
Нет циркуляции, клин плунжера |
3303 |
БВ8 |
30.11.2007 |
6 |
11 |
32 |
R-0 ГТМ (ГРП) |
4837 |
БВ8 |
24.02.1998 |
6 |
7 |
3 |
Смещение колоны |
1102 |
БВ8 |
31.10.2006 |
7 |
7 |
7 |
Аварийный забой. Ожидание ликвидации |
2137 |
БВ8 |
30.11.1990 |
7 |
8 |
0 |
Полет ШГН |
2255 |
БВ8 |
30.11.1990 |
7 |
8 |
0 |
Смещение Э/К |
4575 |
БВ8 |
25.12.1990 |
7 |
43 |
80 |
Подготовка к забур. 2 ствола |
1454 |
БВ8 |
25.08.1991 |
7 |
9 |
1 |
Полет ШГН |
1582 |
БВ8 |
04.02.1999 |
7 |
9 |
11 |
Смещение колоны |
2579 |
БВ8 |
01.01.1999 |
7 |
10 |
18 |
Смещение колоны |
4806 |
БВ8 |
13.11.2007 |
7 |
52 |
85 |
Прихват ЭЦН |
1545 |
БВ8 |
01.01.2000 |
8 |
21 |
53 |
Аварийный забой |
4117 |
БВ8 |
31.10.2006 |
9 |
9 |
1 |
Смещение Э/К. Ож. ликвидации |
4096 |
БВ8 |
27.10.2006 |
10 |
15 |
15 |
Смещение колонны |
599 |
БВ8 |
08.03.2006 |
11 |
52 |
74 |
Негерметичность Э/К |
4241 |
БВ8 |
31.10.2006 |
11 |
11 |
3 |
Аварийный забой. Ож. ликвид. |
1085 |
БВ8 |
24.11.2007 |
12 |
19 |
22 |
ГТМ (ГРП) |
1068 |
БВ8 |
31.10.2006 |
12 |
55 |
78 |
Смещение э/к. Ож. ликвидации |
1465 |
БВ8 |
30.10.1991 |
15 |
120 |
85 |
Подготовка к забур.2 ствола |
1412 |
БВ8 |
01.01.1994 |
16 |
35 |
54 |
Освоение после заб. 2 ствола |
2375 |
БВ8 |
01.01.1994 |
20 |
88 |
77 |
Полет ЭЦН |
4691 |
БВ8 |
19.01.2005 |
25 |
136 |
78 |
Прихват ЭЦН |
1137 |
БВ8 |
24.01.1998 |
30 |
71,0 |
50 |
Полет ЭЦН |
135 |
БВ8 |
13.01.2006 |
33 |
41 |
5 |
Негерметичность Э/К |
1463 |
БВ8 |
20.12.1992 |
37 |
37 |
0 |
Авария с ЭЦН |
2232 |
БВ8 |
20.12.1992 |
45 |
73 |
38 |
Негерметичность Э/К |
2294 |
БВ8 |
01.01.1994 |
83 |
112 |
25 |
Смещение Э/К |
2777 |
ЮВ1 |
30.10.1991 |
5 |
5 |
5 |
Негерметичность Э/К |
2847 |
ЮВ1 |
25.12.1994 |
5 |
6 |
5 |
Полет НКТ |
7318 |
ЮВ1 |
17.11.2007 |
5 |
5.5 |
28 |
Низкий приток (ож. влияния ППД) |
7098 |
ЮВ1 |
22.11.2007 |
6 |
6.2 |
3 |
R-0 (ожидание влияния ППД) |
2920 |
ЮВ1 |
28.04.2003 |
6.5 |
41.4 |
83 |
Полет ЭЦН |
7307 |
ЮВ1 |
30.11.2007 |
6.7 |
7.6 |
10 |
Нет подачи (ож. влияния ППД) |
7096 |
ЮВ1 |
16.08.2007 |
7.3 |
7.8 |
6 |
ГТМ (ожидание влияния ППД) |
3746 |
БВ8-9 |
27.10.2006 |
9 |
12 |
12 |
Аварийный забой |
2788 |
ЮВ1 |
27.09.1998 |
9 |
10.8 |
39 |
Нет циркуляции |
7092 |
ЮВ1 |
05.11.2007 |
10.2 |
10.8 |
9 |
Клин (ожидание влияния ППД) |
7078 |
ЮВ1 |
26.11.2007 |
10.6 |
11.8 |
9 |
Низкий приток (ож. влияния ППД) |
7079 |
ЮВ1 |
10.11.2007 |
10.6 |
13 |
7 |
R-0 (ожидание влияния ППД) |
Как видим из таблицы (таблица 3.11), в 25.5% фонда скважин, остановленных с дебитом нефти 5 т/сут. и более, для вывода скважин из бездействия требуется провести смену оборудования, ГТМ, ликвидацию гидратопарафиновых пробок. На остальном фонде (74.5%) требуется проведение сложных и дорогостоящих операций по устранению аварий, ликвидации скважин.