Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанный фонд на месторождении составляет 3 скважины (№№ 67Г, 98, 154). Скважины работают на пласты БП₁₀ (2 скв.) и 1БП₁₁ (1 скв.). Фонтанным способом за 2008 год добыто 28.8 тыс. т нефти (5.7% от общей добычи по месторождению).

Фонтанная эксплуатация скважин производится по 73 мм лифтовым колоннам насосно-компрессорных труб, спущенным на глубину от 2230 м до 2675 м.

Скважины фонтанного фонда эксплуатируются со среднесуточными дебитами жидкости в диапазоне 2-48 т/сут., обводненность продукции низкая - от 3 до 10%. Скважина №154 - низкодебитная (дебит жидкости – 2 м³/сут., нефти – 1.5 т/сут.).

Регулирование отборов производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 12, 14 мм.

Показатели работы фонтанных скважин по состоянию на 01.01.2009 г. приведены в таблице 3.1.3

В скважине №98 пластовое давление ниже начального на 50% и ниже давления насыщения на 41%, в результате чего скважина эксплуатируется с высоким значением газового фактора - 1500 м³/т.

Забойные давления в фонтанных скважинах ниже давления насыщения и составляют:

- на пласт БП₁₀ – 10.6 МПа;

- на пласт 1БП₁₁ – 18.0 МПа.

Таблица 3.1.3

Скважина	Пласт	Рпл. на кровлю, атм	Рзаб. на кровлю, атм	Рпл. нач., атм	Рнас., атм	Кпрод, м^3/сут../атм	Газовый фактор, м^3/т	Диаметр НКТ, мм	Глубина спуска НКТ, м	Рбуф., атм	Рзатр., атм	Диаметр штуцера, мм	Дебит нефти, т/сут.	Дебит жидкости, м^3/сут.	Обводненность, %
67Г	БП10	200	103	246	204	0.50	143	73	2230	26	75	б/ш	38	48	3
98	БП10	122	108	246	204	1.40	1500	73	2675	70	80	14	15	20	10
	1БП11	230	180	255	192	0.04	141	73	2300	3	3	12	1.5	2	10

Эксплуатация скважин с применением электроцентробежных насосов

Основным способом добычи нефти на месторождении являются ЭЦН, ими оборудовано 87% скважин. Установками ЭЦН за 2008 год добыто 469.8 тыс. т нефти (93.6% от общей добычи по месторождению). Скважины работали со средним дебитом по нефти 17.7 т/сут., по жидкости – 56.0 т/сут. Обводненность продукции скважин – 68.4%.

Для подъема жидкости применяются УЭЦН отечественного производства производительностью 25-250 м³/сут. и напором 1800-2500 м. Преобладают насосы ЭЦН-25 – 20%, ЭЦН-30 – 16%, ЭЦН-45 – 17.3%, ЭЦН-80 – 13.3% и ЭЦН-125 – 10.7%.

Распределение действующего фонда скважин по типоразмерам спущенного оборудования по пластам приведено в таблице 3.1.4

В таблице 3.1.5 приведены основные технологические показатели режимов работы скважин, оборудованных ЭЦН, с использованием информации из технологических режимов по состоянию на 01.01.2009 г.

Дебиты скважин, оборудованных ЭЦН, изменяются в пределах 11-278 м³/сут., среднесуточные дебиты по пластам составляют 27.9-81.9 м³/сут. Средняя обводненность добываемой продукции скважин по пластам составляет 69.7-88.8%.

По скважинам, оборудованным ЭЦН и находящимся в эксплуатации на пласт БП₁₀, забойное давление составляет 12.7 МПа, депрессия на пласт составляет 8.4 МПа.

По скважинам, оборудованным ЭЦН, и находящимся в эксплуатации на пласт БП₁₁, забойное давление составляет 11.5 МПа, депрессия на пласт составляет 6.7 МПа.

По скважинам, оборудованным ЭЦН, и находящимся в эксплуатации на пласты БП₁₀+БП₁₁, забойное давление составляет 10.6 МПа, депрессия на пласт составляет 10.7 МПа.

Таблица 3.1.4

Пласт	Показатель	Типоразмер насоса											Всего
		Э-25	Э-30	Э-35	Э-45	Э-50	Э-60	Э-80	Э-125	Э-160	Э-250
БП8	Количество, шт.	1	3				2		1			7
	То же, %	14.3	42.9				28.6		14.3			100
БП9	Количество, шт.		1	1	1			1		1	1	6
	То же, %		16.7	16.7	16.7			16.7		16.7	16.7	100
БП10	Количество, шт.	6	2		8		2	6	4	4	4	36
	То же, %	16.7	5.6		22.2		5.6	16.7	11.1	11.1	11.1	100
БП11	Количество, шт.	6	2		1							9
	То же, %	66.7	22.2		11.1							100
БП10+11	Количество, шт.	2	4		3	2		3	3			17
	То же, %	11.8	23.5		17.6	11.8		17.6	17.6			100
Месторож- дение	Количество, шт.	15	12	1	13	2	4	10	8	5	5	75
	То же, %	20	16	1.3	17.3	2.7	5.3	13.3	10.7	6.7	6.7	100

Таблица 3.1.5

Показатель
				БП10	БП11	БП10+11
Глубина спуска насоса, м
минимальная	1789	1820	1790
максимальная	2542	2374	2388
средняя	2084	2256	2145
Динамический уровень, м
минимальный	устье	515	устье
максимальный	1825	1716	1980
средний	1307	1817	1718
Дебит по жидкости, т/сут
минимальный	13	11	22
максимальный	278	48	96
средний	74.3	27.9	45.5
Обводненность средняя, %	69.7	73.1	78.2
Пластовое давление начальное, МПа	24.7	25.8	25.2
Пластовое давление, МПа
минимальное	13.3	11.6	12.3
максимальное	29.0	23.2	28.3
среднее	21.1	18.2	21.3
Забойное давление, МПа
минимальное	6.7	6.5	6.7
максимальное	20.7	18.1	17.8
среднее	12.7	11.5	10.6
Депрессия на пласт средняя, МПа	8.4	6.7	10.7
Давление насыщения, МПа	20.0	19.2	19.6
Коэффициент подачи насоса
минимальный	0.4	0.4	0.3
максимальный	1.4	1.6	1.7
средний	0.9	1.0	0.9
Погружение насоса под динамич. уровень, м	777	439	727
Газовый фактор, м^3/т
минимальный	100	228	150
максимальный	3489	650	909
средний	386	342	316

В целом по месторождению практически все скважины (97% действующего фонда), оборудованные ЭЦН, работают с забойным давлением ниже давления насыщения. Только в двух скважинах (№№521Г, 144Г) пласта БП₁₀ забойное давление на уровне давления насыщения.

Диапазон изменения средних значений коэффициентов подачи ЭЦН по пластам составляет 0.9-1.0.

В 11 скважинах (15%) для ограничения производительности установлены штуцера.

Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, равен 0.977.

За 2008 год выполнено 46 ремонтов в скважинах с установками ЭЦН, в том числе 20 преждевременных (43%). В таблице 3.1.6 приведены причины преждевременных ремонтов УЭЦН.

Таблица 3.1.6

Причина ремонта	Количество ремонтов
	шт.	%
ГТМ	8	40
Негерметичность НКТ	3	15
Снижение динамического уровня	2	10
Солеотложения	2	10
Мехповреждения кабеля	1	5
Брак кабеля	1	5
Не расследовано	3	15
Итого	20	100

Наиболее характерными причинами преждевременных отказов, связанных с эксплуатацией УЭЦН, являются:

- негерметичность НКТ – 15%;

- снижение динамического уровня – 10%;

- солеотложения – 10%.

Текущая наработка на отказ по установкам ЭЦН составила 512 суток.

Анализ наработки УЭЦН на отказ на 01.01.2009 г. по типоразмерам насосов показал, что наименьшая наработка у насосов типа ЭЦН-25 и ЭЦН-50. По типоразмерам оборудования наработка на отказ приведена в таблице 3.1.7

Таблица 3.1.7

Типоразмер насоса	ЭЦН-25	ЭЦН-30	ЭЦН-35	ЭЦН-45	ЭЦН-50	ЭЦН-60	ЭЦН-80	ЭЦН-125	ЭЦН-160	ЭЦН-250
Наработка на отказ, сут.	273	663	411	332	228	821	310	681	385	440

Таблица 3.1.8 Показатели работы скважин оборудованных УЭЦН

№пп	№скв	Пласт	проектное		фактические параметры
					Рпл	Рзаб	газ.	насос	Н дин	Диам	Дебит		Обв
			Рпл	Рнас	кровл	кровл	факт			штуц	нефт	жидк
			ат	ат	ат	ат	м3/т			мм	т/с	м3/сут	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
	Северо-Губкинское месторождение
1	56г	БП10	244	196	232	171	268	Э-250-2160	266	б/ш	166	208	2
2	36г	БП10	244	196	240	148	143	Э 250-2000	1434	б/ш	76	221	58
3	35г	БП10	244	196	180	93	143	Э 80-2050	1811	-/16	6	65	88
4	40г	БП10	244	196	243	153	143	Э 250-2000	658	б/ш	62	224	66
5	52г	БП10	244	196	195	98	200	Э125-2000	1433	-/16	19	85	73
6	57г	БП10	244	196	195	89	143	Э 125-2057	1540	-/16	51	108	43
7	54	БП10	244	196	194	91	900	Э 30-2000	990/1560	б/ш	1	15	95
8	55г	БП10	244	196	225	193	300	Э-250-2000	устье ФЧЗ	б/ш	147	181	1
9	72г	БП10	244	196	197	146	143	Э-30-2100	1043	б/ш	1,1	44	97
10	77г	БП10	244	196	190	100	537	Э 35-2200	1151/1438	6	12	15	1
11	68г	БП10	244	196	205	150	1142	Э 125-1900	устье ФЧЗ	б/ш	68	84	1
12	76г	БП10	244	196	235	139	168	Э 250-2100	910	б/ш	52	147	57
13	94	БП10	244	196	210	110	348	Э 80-2350	1435/1662	8	4	13	67
14	169	БП10	244	196	203	160	143	Э 125-2057	устье ФЧЗ	-/16	41	51	1
15	144г	БП10	244	196	230	207	143	Э 125-2050	устье	-/20	134	165	1
16	521г	БП10	244	196	238	200	143	Э 250-2000	устье ФЧЗ	-/18	202	250	1
17	269г	БП10	244	196	235	199	143	Э 125-2050	устье ФЧЗ	-/16	86	142	26
18	259	БП10	244	196	200	99	143	Э 25-2450	1542	б/ш	2	31	94
19	103	БП10	244	196	200	178	143	Э 30-2100	1281/1683	8	5	11	50
20	90г	БП10	244	196	245	78	191	Э 30-2250	1295/1693	5/16	6	10	23
21	134г	БП10	244	196	245	115	300	Э 125-2150	720	б/ш	76	94	1
22	116г	БП10	244	196	240	184	143	Э 250-2000	устье	11	72	114	23
23	141	БП10	244	196	235	169	143	Э-60-2150	498	б/ш	2	84	97
24	149	БП10	244	196	180	111	143	Э 80-1700	524	8	28	37	7

Продолжение таблицы 3.1.8

№пп		№скв	Пласт	проектное		фактические параметры
						Рпл	Рзаб	газ.	насос	Н дин	Диам	Дебит		Обв
				Рпл	Рнас	кровл	кровл	факт			штуц	нефт	жидк
				ат	ат	ат	ат	м3/т			мм	т/с	м3/сут	%
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
25		187	БП10	244	196	200	79	500	Э 25-2100	1658	б/ш	2	17	86
26		245	БП10	244	196	220	90	250	Э 45-2100	1519	б/ш	3	45	93
27		293	БП10	244	196	190	91	143	Э 45-2500	устье ФЧЗ	б/ш	5	103	94
28		320	БП10	244	196	185	79	143	Э 60-2050	1360/1710	6	15	44	59
29		74р	БП10	244	196	220	160	440	Э 80-2313	устье	б/ш	73	126	34
30		87	БП10+11^1	244	196	180	87	191	Э 25-2250ВД	1386	8	9	15	25
31		167	БП10+11^1	244	196	190	170	228	Э 80-2400	935	б/ш	41	59	15
32		140	БП10+11^1	244	196	190	98	228	Э 80-2100	1555	4/10	18	35	36
33		554	БП10+11^1	244	196	240	148	413	Э-50-2250	732	б/ш	1	17	91
34		177	БП10+11^1	244	196	205	81	228	Э 30-2000	935	4	3	38	90
35		206	БП10+11^1	244	196	262	86	228	Э 25-1800	1642	5	2	20	87
36		205	БП10+11^1	244	196	230	103	228	Э30-1800	1570	б/ш	5	30	78
37		256	БП10+11^1	244	196	260	91	228	Э 45-2000	1493	б/ш	2	45	96
38		214	БП10+11^1	244	196	220	81	700	Э 50-2350	1009/1729	4,5	12	23	36
39		224	БП10+11^1	244	196	210	97	500	Э 30-2150	1370/1651	б/ш	10	31	59
40		255	БП10+11^1	244	196	215	121	228	Э 60-2150	1091	4	30	55	33
41		264	БП10+11^1	244	196	250	178	228	Э 80-2100	устье	б/ш	6	52	86
42		265	БП10+11^1	244	196	212	110	228	Э 125-2000	1477	8	12	53	72
43		92р	БП10+11^1	244	196	170	94	600	Э 125-2000	2121	4	13	95	83
44		1050	БП11	249	192	182	165	228	Э 30-2269	устье ФЧЗ	-/18	19	25	9
45		257	БП11^1	249	192	200	103	228	Э 30-2000	993/1290	б/ш	8	15	37
46		244	БП11^1	249	192	220	107	500	Э 45-2213	1420	б/ш	16	37	48
47		284	БП11^1	249	192	204	156	420	Э 25-1800	682	б/ш	7	27	69
48		314	БП11^1	249	192	168	84	228	Э 45-2100	830	б/ш	29	51	30
49		285	БП11^1	249	192	210	107	650	Э 30-2000	1285	б/ш	17	27	25
	Продолжение таблицы 3.1.8
50		303	БП11^1	249	192	234	138	228	Э 30-2100	1336	б/ш	5	42	86
51		483	БП11^1	249	192	150	100	228	Э 125-1800	1342/1493	б/ш	17	67	68
52		304	БП11^1	249	192	165	65	228	Э 30-2000	1546/1512	б/ш	4	20	73
53		317	БП11^1	249	192	210	171	228	Э 60-2200	устье ФЧЗ	6/7	22	30	10