Состояние разработки месторождения

 

 

Добыча нефти в НГДУ “Стрежевойнефть” составила за 2005 год 5978 тыс. тонн при задании 5940 тыс. тонн. По УНП “Вах” добыча нефти составила 1778 тыс. тонн при плане 1760 тыс. тонн. Добыча попутного газа составили 190 млн м³ при плане 156,3 млн м³.

Закачка воды на месторождении составила 10 тыс. м³. Ввод новых нефтяных скважин на месторождении составил 10 единиц, нагнетательных 20. Введено из бездействия 253 скважины при плане 349. Переведено на ЭЦН 2 скважины, на ШГН 1. Проведена оптимизация на 3 скважинах. Проведен процесс интенсификации добычи на 106 скважинах. Проведен капитальный ремонт в 88 скважинах собственными силами, силами УПНП и КРС в 256 скважинах. Подземный ремонт проведен в количестве 3550.

Рассмотрим состояние распределения скважин по различным показателям.

Распределение фонда скважин Вахской площади по степени обводненности по объекту Ю₁¹ составляет: меньше 2 % - нет, от 2 до 20 % - 21 скважина, от 20 до 50 % - 21 скважина, от 50 до 90 % - 32, больше 90 - 24.

Распределение фонда скважин по дебитности нефти: меньше 3 т/сут - 42 скважины, от 3 до 10 т/сут - 39, от 10 до 30 т/сут - 15, от 30 до 50 т/сут - 1, больше 50 т/сут - 1.

Среднее значение динамического уровня на конец года составило для ЭЦН 625 м, для ШГН 647 м.

Текущее состояние разработки месторождений определяет состав и состояние механизированного способа добычи нефти. Для этого используют:

· установки электроцентробежных насосов (УЭЦН);

· скважинные штанговые насосы (СШН);

· штанговые винтовые насосы (ШВН);

Применение прочего оборудования находится на уровне экспериментальных работ.

На добычу с помощью УЭЦН приходится основной объем жидкости (нефти). Эксплуатация установок электроцентробежных насосов является наиболее высокотехнологичным, но и самым дорогостоящим способом.

Основным показателем, характеризующим технический уровень УЭЦН и степень их эксплуатации, является межремонтный период (МРП), увеличение которого – один из самых эффективных путей снижения затрат.

Опыт эксплуатации УЭЦН свидетельствует, что надежность УЭЦН (МРП) определяется следующими факторами:

· уровень технологии изготовления установок и применяемыми при этом материалами;

· качеством ремонта установок в СЦБПО ЭПУ;

· технологией производства подземных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН;

· эксплуатацией скважин (соответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывающих возможностей скважин, контроль над режимом работы, принятие своевременных мер при изменении режима работы системы «скважина-насос»).

Основными причинами отказов УЭЦН являются:

· выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева,

· износ рабочих органов насоса или засорение механическими примесями, отложениями солей.

Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой частей или целых УЭЦН. Одной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе. Причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации УЭЦН.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются:

· кривизна ствола скважины в месте работы установки,

· несоблюдение технологии СПО при ПРС,

· износ рабочих органов насосов из-за механических примесей,

· несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

Добыча нефти с помощью СШН является наиболее распространенным и освоенным способом. На данный способ приходится большая часть эксплуатируемого фонда скважин, но объем добычи жидкости (нефти) не превышает 30-40 %. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне подач от 0,5 до 50 м³ /сут. В отличии от УЭЦН, требующих дорогостоящего ремонта, для оборудования скважин, эксплуатируемых ШГН, необходимо систематическое сервисное обслуживание, как наземного оборудования (СК), так и подземного.

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является отложение асфальтеносмолистопарафинистых веществ (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.