Эксплуатация скважин с применением установок шгн

Установками ШГН оборудовано 3 скважины, в том числе действующих – 2 скважины. В простое находится 1 скважина (№466 – не перспективная, перевод в пьезометр), в бездействии – 1 (№117 - обводнение, негерметичность эксплуатационной колонны).

Установками ШГН за 2008 год добыто 0.2 тыс. т нефти (0.03% от общей добычи по месторождению). Средний дебит скважин по нефти составил 1 т/сут., по жидкости – 7 т/сут., обводненность продукции – 85.8%.

Скважина №90Г пласта БП₁₀ эксплуатируется с дебитом по жидкости 3 м³/сут., обводненностью 35%. Скважина оборудована насосом НСВ-32, спущенным на глубину 1520 м. Динамический уровень – 1120 м. Пластовое давление в скважине - 13.2 МПа (Рпл. нач.=24.6 МПа), забойное давление - 7.8 МПа (Рнас.=20.4 МПа), газовый фактор - 143 м³/т.

Эксплуатация скважин с применением установок БКГ – ПЛ

По состоянию на 1.01.2009 г. на месторождении БКГ-ПЛ оборудовано 3 скважины (№№112, 189, 291). Скважины №№189, 291 находятся в бездействии (скважина №189 остановлена по распоряжению, №291 – по причине снижения дебита). БКГ-ПЛ за 2008 год добыто 3.5 тыс. т нефти (0.7% от общей добычи по месторождению). В работе находится 1 скважина (№112). Скважина находится в эксплуатации на пласты БП₁₀+БП_11. Среднесуточный дебит скважины по нефти составляет 9.6 м³/сут., по жидкости - 10.5 т/сут., обводненность добываемой продукции низкая и составляет 8.3%. Пластовое давление в скважине 17.4 МПа (Рпл.нач.=25.8 МПа), забойное давление 16.9 МПа (Рнас.=19.8 МПа). Согласно технологическому режиму, газовый фактор составляет 140 м³/т.

Применение установок БКГ-ПЛ эффективно при газовом факторе более 200 м³/м³. Эксплуатация скважин с применением плунжер-лифта с увеличением обводненности добываемой продукции до 70-80% становится неэффективной, скважины необходимо переводить на насосную добычу нефти.

Опыт эксплуатации низкодебитных и малообводненных скважин с высоким газовым фактором способом БКГ-ПЛ на месторождении показал его эффективность на скважинах, эксплуатация которых затруднена для насосного способа.

Выводы:

1. Добывающий фонд месторождения составил 92 скважины, основной фонд скважин (87%) эксплуатируется механизированным способом - УЭЦН.

2. Установки ЭЦН обеспечивают основную добычу нефти (93.6%). Эксплуатационные показатели УЭЦН высокие: наработка на отказ - 512 сут.; коэффициент эксплуатации – 0.977.

3. В процессе эксплуатации месторождения произошло снижение пластовых давлений по всем разрабатываемым объектам на 13-29% относительно начального. В 41 скважине (51%) действующего фонда пластовое давление снижено ниже давления насыщения.

4. Низкие пластовые давления приводят к тому, что для обеспечения необходимых отборов нефти приходится снижать забойные давления в скважинах значительно ниже давления насыщения. Практически все скважины (97% действующего фонда), работают с забойным давлением ниже давления насыщения (в диапазоне 0.3-0.9*Рнас.).

5. В 25% скважин основного способа добычи ЭЦН наблюдается значительное превышение величины предельного газосодержания пластовой нефти (значения газового фактора находятся в диапазоне выше 400 м³/т).

Данное явление может быть объяснено двумя причинами:

• при снижении давления в пласте в области воронки депрессии добывающей скважины происходит процесс частичного разгазирования нефти и образование техногенной газовой шапки;

• на забой добывающей скважины происходит прорыв природного газа газовой шапки этого пласта или заколонным перетоком из газовой шапки другого пласта.

Таким образом, в настоящее время условия процесса отбора продукции на Северо-Губкинском месторождении не позволяют исключать прорывы газа из газовой шапки и остановить процесс разгазирования нефти в пласте.