5.3. Анализ фонда скважин

На 01.01.2013 г. фонд состоит из 34 скважин, в том числе 23 добывающих скважины, 3 скважины ликвидированы и 8 нагнетательных скважин. Состояние фонда скважин на 01.01.2013 представлено в табл. 5.1.

Таблица 5.1.

Фонд добывающих и нагнетательных скважин

Наименование	Характеристика фонда скважин	Пласт Фм
Фонд добывающих скважин	Пробурено	33 (скв. 68, 69, 70, 71, 162, 223, 224, 310, 400, 401, 402, 404, 403, 405, 406, 407, 408, 409, 412, 414, 415, 416, 417, 418, 419, 420, 421, 422, 423, 424, 425, 427, 9070)
	Действующие (все скважины оборудованы ЭЦН)	23 (скв. 162, 224, 310, 400, 404, 405, 406, 407, 408, 409, 412, 414, 415, 416, 417, 418, 419, 420, 423, 424, 425, 427, 9070)
	В освоении после бурения	0
	В консервации	0
	Переведены под закачку	5 (скв. 71, 223, 401, 402, 421)
	Переведены на другие горизонты	1 (скв. 403)
	Ликвидированные	3 (скв. 68, 69, 70)
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	3 (скв. 410, 411, 426)
	Переведены из добывающих	5 (скв. 71, 223, 401, 402, 421)
	Всего, в том числе	8
	Под закачкой	8 (скв. 71, 223, 401, 402, 410, 411, 421, 426)
	Бездействующие	0
	В освоении после бурения	0

5.4. Анализ технологического режима работы добывающих скважин

На 01.01.2013 фаменский пласт Гагаринского месторождения разрабатывается 23 добывающими скважинами, причем все скважины эксплуатируются механизированным способом (табл.5.1) с использованием УЭЦН.

Третья часть фонда добывающих скважин работает с дебитом в интервале от 10 до 30 т/сут. Средний дебит добывающих скважин 12,4 т/сут.

Средние значения технологических показателей работы добывающих скважин отражены в таблице 5.2. Доля различных типоразмеров насосов в фонде добывающих скважин представлена на рисунке 5.1.

Таблица 5.2.

Средние значения основных технологических показателей

Показатель	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение
дебит нефти, т	0,4	40	12,4
дебит жидкости, м^3	1,1	50,1	17,5
обводненность, %	1,3	91,2	16,3
пластовое давление, МПа	9,1	22,5	13,2
забойное давление, МПа	6,3	13,5	8,2
депрессия, МПа	0,7	9,5	5,1

Рис. 5.1. Распределение насосов в фонде добывающих скважин

На рисунке 5.1 видно, что более востребован насос с типоразмером 30 мм ( 35 % от всего фонда).

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти представлено в табл. 5.3 и на рис. 5.2.

Таблица 5.3.

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти

Дебит нефти, т/сут	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
< 2	407, 418, 419, 425	4	17
2 - 5	406,408, 414, 420, 424	5	22
5 - 10	224, 417, 9070	3	13
10 - 30	310, 400, 404, 412, 415, 416, 423, 427	8	35
> 30	162, 405, 409	3	13
Всего:		23	100

Рис. 5.2. Распределение скважин по дебиту нефти

Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 17,5 т/сут. В распределении скважин по дебиту жидкости, как и в случае с дебитом нефти, преобладают скважины с дебитом в интервале от 10 до 30 т/сут. – их доля 43 %. Распределение фонда добывающих скважин по жидкости представлено в табл. 5.4 и на рис. 5.3.

Таблица 5.4.

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту жидкости

Дебит жидкости, т/сут	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
< 2	407, 418	2	9
2 - 5	406, 408, 420, 425	4	17
5 - 10	414, 419	2	9
10 - 30	224, 310, 400, 404, 412, 415, 417, 424, 427, 9070	10	43
> 30	162, 405, 409, 416, 423	5	22
Всего:		23	100

Рис. 5.3. Распределение скважин по дебиту жидкости

Больше половины фонда добывающих скважин имеет обводненность в интервале от 2 до 20 % (доля таких скважин 52 %). Средняя же обводненность продукции добывающих скважин составляет 23 %. Распределение скважин по обводненности добываемой продукции представлено в табл. 5.5 и на рис. 5.4.

Таблица 5.5.

Распределение фонда добывающих скважин по обводненности

Обводненность, %	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
до 2%	405, 415, 418, 420, 425, 9070	6	26
от 2 до 20 %	162, 224, 310, 404, 406, 407, 408, 409, 412, 416, 423, 427	12	52
от 20 до 50 %	400, 414	2	9
от 50 до 90 %	417, 424	2	9
свыше 90 %	419	1	4
Всего:		23	100

Рис. 5.4. Гистограмма распределения скважин по обводненности

Больше половины добывающего фонда работает в периодическом режиме. Работа насосного оборудования осложняется достаточно высоким газовым фактором (180 м³/т). Проектное забойное давление по пласту составляет 10,8 МПа. Основные технологические параметры добывающих скважин приведены в табл. 5.6.

Таблица 5.6.

Параметры технологического режима работы добывающих скважин

№ скв.	Размер, мм	глубина спуска, м	Параметры насоса				Доп. оборуд.		D шт		дебит			Обводненность, %		Рзаб, МПа		Рпл, МПа		ΔР, МПа		Ндин		режим
			L, м	Q, м^3/сут	Kпод., д.ед.					нефти, т/сут		жидкости, м^3/сут
162	60	1806	1700	60	0,7	Сепаратор газовый+Система телеметрии		6		31,5		40	3		13,46		14,56		1,1		1685
224	18	1953	2000	18	1,8	Сепаратор газовый		6		8,4		11	6		6,71		13,08		6,4		1524		248/496
310	30	1650	1550	30	1,4	Сепаратор газовый		6		12,6		16	3,5		10,22		15,6		5,4		1483		279/465
400	25	1928	1700	25	0,9	Сепаратор газовый+Система телеметрии		6		13,9		21,6	20		9,62		13,48		3,9		1721
404	30	1797	1850	30	0,9	Сепаратор газовый		8		18,7		27	15		6,97		12,36		5,4		1576
405	50	1875	2050	50	1	Сепаратор газовый		5		40		50,1	2		9,86		12,15		2,3		1083
406	30	1721,2	1500	30	0,2	Сепаратор газовый		6		2,7		3,5	5,9		7,5		12,77		5,3		1355		465/279
407	30	1984	2000	30	1,5	Сепаратор газовый		6		1,5		1,9	5		8,66		12,2		3,5		1031		32/712
408	30	1907,3	2100	30	0,2			6		2		2,5	4		6,96		9,53		2,6		1233		372/372
409	35	1858	1900	35	1,2	Сепаратор газовый+Система телеметрии+Скважинный трубопровод		8		31,4		43,5	11		11,06		12,56		1,5		1026
412	20	1624	1600	20	0,9	Сепаратор газовый+Система телеметрии		6		14,1		18	3,5		10,54		12,16		1,6		1227
414	20	1930	1850	30	0,4	Комплексный геофизический прибор без движения под насосом		6		2,7		6	44		4,82		12,16		7,3		1571		372/372
415	60	1850	1700	60	0,5	Сепаратор газовый		6		22,7		28,6	1,5		7,68		16,01		8,3		1292
416	18	1855	1900	18	1,8	Сепаратор газовый+Система телеметрии		6		25,2		31,7	2,3		6,39		15,85		9,5		1395
417	30	1790	1700	30	1,1	Сепаратор газовый		6		6,6		17	52,3		8,19		15,5		7,3		1425		372/372
418	25	1731,5	1750	25	1,1	Блок подачи реагента УБПР+Сепаратор газовый		6		0,9		1,1	1,5		8,39		9,12		0,7		1141		32/712
419	30	1870	1850	30	1,7			6		0,4		5,5	91,2		7,84		15,2		7,4		1300		80/664
420	25	1804	1400	25	0,8	Комплексный геофизический прибор без движения под насосом+Сепаратор газовый		6		2		2,5	1,3		6,93		11,67		4,7		1391		96/648
423	25	1808	1550	25	1,7	Автономный прибор в контейнере под насосом+Сепаратор газовый		6		24,6		35,5	15		7,8		11,93		4,1		1429		620/124
424	60	1694	1550	60	1	Сепаратор газовый+Система телеметрии		8		2,3		13	78		7,48		22,49		15		1395		150/594
425	25	1753	1550	25	0,6	Сепаратор газовый+Система телеметрии		6		1,6		2	2		6,74		10,64		3,9		1312		96/648
427	30	1781	1800	30	0,5	Сепаратор газовый+Система телеметрии		8		10,5		13,5	4		6,27		15		8,7		1482
9070	20	1800	1750	20	1,1	Блок подачи реагента УБПР+Система телеметрии+Скважинный трубопровод		4		8,8		11	1,8		8,33		9,54		1,2		1286		372/372

Подавляющее большинство скважин имеет забойное давление значительно ниже проектного (10,8 МПа). Для оптимизации работы скважин следует уменьшить депрессию на этих скважинах. Так как снижение депрессии уменьшит дебит скважины, потребуется замена насосного оборудования на менее производительное. В качестве дополнительного оборудования на Гагаринском месторождении для защиты от свободного газа на скважинах с УЭЦН используются газовые сепараторы.