Анализ текущего состояния фонда скважин на Урманском месторождении

Автор: Апасов Т.К., Белых И.А., Гашев И.А.

Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir

Рубрика: Природопользование природопользование

Статья в выпуске: 4 т.2, 2016 года.

Бесплатный доступ

Короткий адрес: https://sciup.org/140220376

IDR: 140220376

Текст статьи Анализ текущего состояния фонда скважин на Урманском месторождении

Урманское месторождение открыто в 1974 году, в 1997 – введено в разработку. В 2014 г. эксплуатационном добывающем фонде числятся 61 скважина, из них действующих 40 скважин. Всего 12% скважин действующего фонда эксплуатируются фонтанным способом, 88% скважин - механизированным способом, ЭЦН [1, 2]. Основные характеристики УЭЦН при эксплуатации скважин в целом по месторождению приведено в таблице 1.

Таблица 1

Основные параметры эксплуатации УЭЦН

Показатели	Способ эксплуатации
Показатели	УЭЦН
Пласт	М+М1	Ю14-15
Средняя глубина спуска насоса, м	3130	2981
Среднесуточный дебит по жидкости, м³/сут	153,5	26,5
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут	10,1	11
Средняя обводненность,%	81,1	47
Динамический уровень, м	2613	2777
Затрубное давление, МПа	0,13-0,33	0,13-0,25
Забойное давление, МПа	6,9-18,0	6,1-7,0
Пластовое давление, МПа	17,0-27,0	24,6-27,4
Депрессия на пласт, МПа	9-10,1	20,3-20,4
Действующий фонд, скв.	31	2

Эксплуатируются УЭЦН как отечественного производства (Новомет, Борец), так и импортные (REDA Pump Company). Все установки укомплектованы газосепараторами ЗМНГБ5А (Борец), ГН5 (Новомет) или диспергаторами ДН5 (Новомет). Все отечественные установки оборудованы блоками погружной телеметрии, REDA оборудовано погружным блокам телеметрии Phoenix.

Скважины эксплуатируются с забойным давлением ниже давления насыщения, среднее забойное давление на пласте М+М1-13,0 МПа при давлении насыщения 32,7 МПа; среднее забойное давление на пласте Ю14-15-6,6 МПа при давлении насыщения 13,3 МПа. При снижении забойного давления ниже давления насыщения происходит выделение свободного газа из нефти. Наличие свободного газа в ПЗП ухудшает фазовую проницаемость по нефти, приводит к нарушению термодинамического равновесия, что может стать причиной кристаллизации и выпадения парафина и солей, повышения вязкости нефти.

Таблица 2

Динамика МРП за 2013 год

Наименование	ск. го)	октябрь. 2013		ск. год	ноябрь. 2013		ск. год)	декабрь. 2013		ск. год
Наименование	к-во рем.	МРП	фонд	к-во рем.	МРП	фонд	к-во рем.	МРП	фонд	к-во рем.
1.Фонтан	0	1731	5	0	1761	5	0	1795	5	0
2.ЭЦН, всего	46	263	36	46	288	35	42	320	35	38
А) Отечественный, всего	7	214	3	6	208	2	6	234	2	5
В) Импортный, всего	39	271	33	40	302	33	36	333	33	33
в т.ч. Centrlift	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
в т.ч. REDA	3	319	5	3	366	6	3	398	6	3
в т.ч. прочие	36	267	28	37	297	27	33	327	27	30
4. Механизированный ; всего	46	263	36	46	288	35	42	320	35	38
З. Нефтяной фонд, всего	46	301	41	46	330	40	42	367	40	38

В случае снижения пластовых давлений ограничением будет являться только влияние свободного газа. В табл. 2 представлена динамика МРП за 2013 год.

МРП фонтанных скважин за 2013 г. составил – 1795 суток, что обусловлено преимуществом данного способа эксплуатации и простотой используемого оборудования. МРП, оборудованных УЭЦН за 2013 год составил – 320 суток. Низкий МРП можно объяснить несоблюдением технологических условий и правил, что обуславливает осложненный вывод скважин на режим (срывы подачи, и т.д.). За 2013 год по скважинам, оборудованным, УЭЦН произошло 41 отказ. Основная доля отказов на Ур-манском месторождении связана с негерметичностью НКТ в результате коррозии, износом рабочих органов и влиянием газа [2, 3]. В данных скважинах рекомендуется помимо традиционных технологий защиты, использовать НКТ с защитным полимерным покрытием, устанавливать в скважинах ПЭД с защитным покрытием. Возникновение коррозии оборудования способствует росту обводненности, проявление высокого газового фактора.

Выводы и рекомендации:

1. По технологическим режимам эксплуатации, глубина спуска УЭЦН составляет 2981 м, величина динамического уровня колеблется в пределах 2617 м и 2777 м соответственно. Среднесуточный дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составил 153,5 м³/сут., по нефти- 10,1 т/сут. средняя обводненность добываемой продукции – 81,1%.
2. Фонтанные скважины Урманского месторождения на дату анализа эксплуатировались с низкими дебитами (жидкость – 2,0-27,03 м³/сут и 1-5,45 т/сут по нефти).
3. В перспективе, все нефтяные скважины должны оборудоваться под механизированную добычу, с использованием УЭЦН.

1. Нагаева И. Отчет «Обработка и интерпретация данных и построение цифровой модели объёмной геологической модели Урмано-Арчинского месторождения». – Халибуртон Интернешнл Инк, Москва, 2007.
2. «Дополнение к проекту пробной эксплуатации Урманского месторождения» 2003 г. (протокол ЦКР РФ № 2994 от

29.04.2003 г.).
3. Проект пробной эксплуатации юрских отложений Урманского месторождения, 2008 (протокол ЦКР РФ №4552 от 01.04.2009 г.).

Список литературы Анализ текущего состояния фонда скважин на Урманском месторождении

Нагаева И. Отчет «Обработка и интерпретация данных и построение цифровой модели обьёмной геологической модели Урмано-Арчинского месторождения». -Халибуртон Интернешнл Инк, Москва, 2007.
«Дополнение к проекту пробной эксплуатации Урманского месторождения» 2003 г. (протокол ЦКР РФ № 2994 от 29.04.2003 г.).
Проект пробной эксплуатации юрских отложений Урманского месторождения, 2008 (протокол цКр РФ № 4552 от 01.04.2009 г.).

Статья