Експлуатація малодебітних свердловин, видобуток нафти і газу

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДУ малодебітних

Свердловин на РОДОВИЩАХ

ВАТ "Оренбургнефть"

Ще в ранніх роботах А.Н. Адонина [122 і ін.] Була запропонована класифікація видобувних свердловин по дебитам у вигляді трьох груп: багато-, середньо- і малодебітних. До многодебітним по цій класифікації відносяться свердловини. для яких необхідно застосовувати найбільш потужне серійно випускається насосне обладнання. Кордон між багато- і среднедебітние свердловинами пропонувалося [3] визначати за формулою

де Q- граничне значення дебітів багато- і среднедебітние свердловин. м 3 / добу; Н - висота підйому рідини, м.

За рекомендацією А.Н. Адонина з урахуванням зменшення можливої ​​продуктивності штангових глибинних насосів з ростом висоти підйому рідини все свердловини з дебітом більш 100 м 3 / добу відносяться до многодебітним незалежно від висоти підйому рідини.

До групи малодебітних умовно відносяться свердловини. з дебітом до 5 м 3 / сут при висоті підйому рідини до 1400 м; з дебітом до 3 м 3 / сут при висоті підйому рідини більше 1400 м [3]. Підставою до виділення малодебітних свердловин в особливу групу з'явилася необхідність застосування в таких свердловинах спеціального малопроизводительного і полегшеного обладнання, що працює по підібраному до кожної свердловині режиму.

Очевидно, що свердловини, які не потрапляють в групу багато- і малодебітних, повинні бути віднесені до среднедебітние.

Фонд малодебітних свердловин вимагає для безперебійного функціонування задалжіванія на нього значної частки людських і матеріальних ресурсів, якими володіє нафтогазовидобувне підприємство. У зв'язку з цим і з урахуванням особливостей діяльності підприємств в ринкових умовах необхідно постійно вдосконалювати методику вибору способів підйому свердловини продукції на денну поверхню, режиму роботи встановленого насосного обладнання, а також покращувати інформаційне забезпечення, необхідне для вибору і підтримки оптимальних умов експлуатації малодебітних свердловин.

На родовищах ВАТ "Оренбургнефть" фонд видобувних свердловин характеризується зміною дебітів в широких межах: їх дебіти рідини і нафти коливаються від кількох сот літрів до десятків і сотень кубічних метрів на добу. Це пояснюється мінливістю колекторських властивостей продуктивних пластів об'єктів розробки.

Предметом особливої ​​турботи є малодебітні свердловини, частка яких становить понад 20% загального фонду.

Характеристика стану малодебітних свердловин і розподіл їх по НГВУ наводяться в табл. 6.1, 6.2.

Таблиця 6.2Распределеніе МДС по ВАТ "Оренбургнефть"

динамічного рівня, що досягає 1780 м.

Аналіз техніко-економічних показників експлуатації ШСНУ показав, що зменшення коефіцієнта подачі ШГН в малодебітних свердловинах від 0,4 до 0,2 і 0,1 призводить до істотного зростання питомих витрат на підйом свердловини продукції. Так, наприклад, витрата електроенергії на 1 т видобутої рідини зі зменшенням коефіцієнта подачі в зазначених межах збільшується з 90 до 132 і 162 кВт / год відповідно.

Деяке зростання коефіцієнта подачі ШГН забезпечується перш за все шляхом збільшення довжини ходу плунжера, потім зміною числа хитань головки балансира і, лише в останню чергу, вибором насоса іншого діаметру.

Фонд малодебітних свердловин у багатьох нафтовидобувних районах у зв'язку з виснаженням тривало розроблюваних родовищ з року в рік зростає. Така ж тенденція зростання кількості малодебітних свердловин простежується і в зарубіжних нафтовидобувних країнах. Так, в США збільшення фонду таких свердловин з 1975 р йшло в основному за рахунок малодебітних механізованих свердловин, частина яких раніше експлуатувати було нерентабельно. Підвищення ціни на нафту дозволило ввести їх в рентабельну експлуатацію при обводнення продукції, що видобувається до 99%. Національна асоціація по малодебітних свердловин вважає, що "тонна нафти, видобута з малодебітних свердловин, - це тонна, яка покращує платіжний баланс країни".

З наведених матеріалів видно, що малодебітні свердловини становлять значну частину фонду ВАТ "Оренбургнефть". Видобуток нафти по ним складає невелику частку (3,8%) загального видобутку по об'єднанню. Проте з огляду на численність фонду малодебітних свердловин рішення задач щодо вдосконалення їх експлуатації з точки зору витрат і економіки має велике значення.

У табл. 6.3 наведені результати оцінки ролі малодебітних свердловин у формуванні середньодобового видобутку нафти по пред-підприємствам ВАТ "Оренбургнефть".

Видно, що малодебітні свердловини розподіляються по інтервалах зміни дебітів рідини вкрай нерівномірно.

З дебітом рідини до 1 м 3 / сут працювали 40 свердловин (13%), забезпечуючи сумарну добовий видобуток рідини 11,87 м 3 (1,17%), а з дебітом рідини 1-2 м 3 / сут 18 свердловин (6% ), забезпечуючи сумарну добовий видобуток рідини 27,17 м 3 (2,8%). 256 свердловин (81%) характеризується зміною середньодобового дебіту рідини від 2 до 5 м 3. Таким чином, по 588 (19%) свердловинах з дебітом рідини до 2 м 3 / сут видобуток рідини склала всього 38,45 м 3 / сут, що відповідає 3,97% загального добового видобутку рідини. Цій групі свердловин при оперативній роботі слід приділяти більше уваги.

Як видно з представлених матеріалів, частка нафти, що видобувається з малодебітних свердловин, протягом останніх років залишається практично постійною, спостерігаються лише невеликі коливання в окремі роки.

Причиною структурних змін в малодебітних фонді свердловин є істотні зміни, пов'язані з освоєнням нових об'єктів розробки і з проведеними на свердловинах заходами.

Слід зазначити, що основну видобуток нафти з малодебітних свердловин, рівну 95-96%, дає група свердловин, дебіти яких змінюються в межах від 2 до 5 м 3 / сут. На частку першої групи з дебітом від 0 до 1 м 3 / сут і другої групи свердловин з дебітом від 1,1 до 2 м 3 / сут припадає лише 4-5% обсягу видобутку нафти з малодебітних свердловин.

Таблиця 6.3Сведенія про середньодобовому видобутку рідини і нафти в ВАТ "Оренбургнефть"