Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях

Рассмотрено текущее состояние нефтяной промышленности. Представлен типовой график стадии разработки месторождений Западной Сибири. Высказана основная причина снижения эффективности разработки нефтяных месторождений, вызванная стремительным ростом обводненности продукции из добывающих скважин. Указан низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) для месторождений Западной Сибири (35 %) и роль гидравлического разрыва пластов на темп обводнения скважин. Приведен сравнительный анализ работы механизированного фонда США и РФ. Установлено, что малодебитный фонд скважин в США с дебитами по нефти до 0,39 т/сут эксплуатируется скважинными штанговыми насосами (СШН), в то время как в РФ на месторождениях Западной Сибири по малодебитным скважинам отдано предпочтение их эксплуатации установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Установлено, что по коэффициенту полезного действия (КПД) установки электроцентробежных насосов с номинальной производительностью от 20 до 40 м3/сут уступают КПД скважинных штанговых насосов, что приводит к дополнительным эксплуатационным затратам на добычу нефти и повышает ее себестоимость. Отмечено, что существует прорывная технология кратного увеличения КИН путем разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии бурением скважин с горизонтальным окончанием и боковыми стволами на бездействующем фонде скважин. Применение в этих скважинах (без проведения большеобъемных гидравлических разрывов пласта (ГРП)) скважинных штанговых насосов повысит рентабельность добычи нефти на длительный период разработки месторождения. Обоснована необходимость дальнейшего применения СШН и совершенствования станции управления для создания условий энергосбережения и оптимальной работы скважин.