Анализ эффективности внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов

Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляция пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объемов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН.

Трудноизвлекаемые остаточные запасы (ТИЗ) в сопоставимых объемах находятся во всех пластах. Так, доля запасов с толщиной до 2 м составляют: СI - 0,83 д.ед.; СII - 0,25; СIII - 0,36; CIVo - CVIo - от 0,67 до 1,0; CVI - 0,07 д.ед. Кроме этого, в пласте CVI находятся обширные ВНЗ. Проблема извлечения ТИЗ является более общей, чем только разработка промежуточных пластов, так как существенная часть запасов в основных пластах заключена на участках, где пласты имеют малую толщину и относятся к низкопроницаемым коллекторам (НПК). Вовлечение таких запасов в активную разработку является сложной задачей и связано с необходимостью применения новых технических и технологических решений. Это относится и к запасам в промежуточных пластах, при условии их разукрупнения.

В настоящее время на Николо-Березовской площади Арланского месторождения, находящейся на завершающей стадии разработки, для увеличения нефтеотдачи пластов и добычи нефти необходимо применять прогрессивные методы и технологии добычи нефти, одной из которых является одновременно-раздельная добыча нефти.

Технологические задачи наиболее сложны в группе низкопроницаемых коллекторов промежуточных пластов многопластовых месторождений, которые заключаются в необходимости выделения или разукрупнения эксплуатационных объектов, создания отдельной системы разработки. Кроме того, в пределах одного пласта движение жидкости (приток-приемистость) отмечается не по всей толщине. Из этого вытекают две основные задачи:

вовлечение в разработку всех пластов объекта;

максимальный охват работающих коллекторов выработкой по толщине.

Большие сложности возникли при разработке залежей нефти нижнего карбона Николо-Березовской площади Арланского месторождения. Как уже отмечалось, площадь является многопластовым объектом: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяется восемь продуктивных пластов (сверху - вниз) - СI, CII, CIV0, CIV, CV, CVI0, CVI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты СII и СVI (средняя нефтенасыщенная толщина 1,9-4,6 м, проницаемость 0,7-1,6 мкм2). Причем, один из них расположен в кровле ТТНК.

Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и прерывистостью характеризуются так называемые промежуточные пласты (СI, CIII, CIV0, CIV, CV, CVI0). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,7 до 1,6 м, средняя проницаемость меняется от 0,16 до 1 мкм2.

Можно рассматривать два принципиально отличающихся варианта - самостоятельная разработка каждого из пластов и совместная разработка всех пластов. Выделение двух объектов разработки в принципиальной схеме по Арланской площади являлось одним из промежуточных вариантов и было основано на весьма небольшом объеме информации о продуктивной толще. Главным фактором, определившим выделение двух объектов - верхнего и нижнего, было различие толщин и коллекторско-фильтрационных свойств пласта СVI и остальных вышесложенных пластов. Объединение пластов верхней пачки в едином объекте разработки послужило основанием для дальнейшего укрупнения объекта. В результате чего все пласты ТТНК оказались объединенными в едином объекте разработки.

В процессе разработки выработка запасов из пластов многопластового объекта, как правило, происходит разными темпами. Совместная эксплуатация пластов с различными коллекторскими свойствами в начальный период разработки привела к резкому увеличению общей неоднородности объекта, повышению неравномерности вытеснения, росту отбора попутной воды, к усложнению контроля и регулирования процесса выработки нефти из отдельных пластов. Анализ ранее проводимых исследований показывает, значительное отставание выработки запасов из этих пластов. Если пласт наибольшей толщины расположен в верхней части разреза, то его отключение является весьма проблематичным, и извлечение запасов нижележащих пластов меньшей толщины возможно лишь при отборах огромной технологически нецелесообразной массы попутной воды из обводненных пластов.

С учетом вышеизложенного, объединение всех пластов в единый объект разработки на Николо-Березовской площади было необоснованным, в результате чего возникли большие сложности с разработкой маломощных пластов промежуточной пачки. Рациональнее, хотя и в незначительной степени, было первоначальное решение о выделении двух объектов разработки. Однако и этот вариант нельзя признать идеальным. Так, на Николо-Березовской площади в отдельный верхний объект были выделены пласт СII совместно с нижележащей пачкой пластов. В этом варианте проблема регулирования разработки промежуточной пачки не решалась.

В маломощных пластах, ввиду больших перепадов в области, прилегающей к скважине, скорость восстановления давления гораздо ниже. В дальнейшем начинает сказываться фактор возрастания забойных давлений, который в эксплуатационных скважинах с худшими пластами иногда может даже превышать пластовое. Со снижением перепада все большее влияние начинают оказывать реологические свойства нефти. Этот процесс постепенно приводит к полному отключению худших пластов, что и отмечается повсюду. Отсутствие отдачи в отдельных пластах разреза, имеющие худшие фильтрационные свойства, носит массовый характер. В зависимости от числа пластов в объекте разработки (разрезе) доля работающих пластов при одной и той же толщине пласта различна. С увеличением числа пластов доля работающих при одной и той же толщине уменьшается.

Особенно заметно уменьшается вероятность освоения маломощных пластов. Например, при толщине пласта 2 м наличие приемистости при 2-х пластах отмечается в 65 %, при 3-х - в 55, при 4-х - в 45, при 5-ти - в 35 и 6-ти - в 30 % пластов. [2] Таким образом, анализ фактических материалов показывает, что вероятность освоения пластов определяется не только их толщиной, но и числом, т.е. расчлененностью разрезов. Чем больше пластов объединяются в одном объекте, тем ниже вероятность освоения всех, и особенно маломощных.

С целью установления степени обусловленности участия коллекторов в работе от расчлененности объекта или от числа перфорированных пластов в нем проанализированы результаты исследования при существующих режимах закачки и отбора. Из общего числа рассмотренных скважин вскрывших перфорацией несколько пластов, на двух-, трех- и четырехпластовые приходится соответственно 31,7 %, 19,6 %, 7,4 %. Однако не все перфорированные пласты участвуют в разработке. Выработка перфорированных пластов весьма различна, естественно наибольшая доля работающих коллекторов приходится на пласты СII и CVI. В целом по Арланскому месторождению разрабатываются только 43,2 % перфорированных исследованных пластов при совместной их эксплуатации. [2] Одним из перспективных направлений в области совершенствования технологии разработки являются системы совместной разработки нескольких эксплуатационных объектов (пластов) методом одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) с использованием специального оборудования. Раздельная добыча из продуктивных пластов с различающимися фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) является в настоящее время одной из главных задач процесса нефтедобычи. Важность данной проблемы определяется еще и тем, что все большую долю в структуре остаточных запасов занимают залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующиеся пониженной проницаемостью и высоким уровнем неоднородности коллектора.

Большинство скважин Николо-Березовской площади Арланского месторождения, находящиеся длительное время в эксплуатации, не до конца выполнили свое назначение, и хотя эксплуатация многих из них из-за высокой обводненности является низкорентабельной, для достижения проектных значений КИН их необходимо эксплуатировать. Однако, для повышения рентабельности скважины, в том числе для минимизации влияния осложняющих условий, целесообразно подключить к ней менее продуктивные, но и менее обводненные пласты. Таким образом, можно отметить, что по основным продуктивным пластам площади наблюдается неравномерная выработка запасов нефти.

2.2 Технико-эксплуатационная характеристика фонда добывающих скважин Николо-Березовской площади

На Николо-Березовской площади действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2012 г. составляет 911 скважин (таблица 2.2) [3].

Таблица 2.2 - Характеристика фонда скважин Николо-Березовской площади

Наименование	Характеристика фонда скважин	В целом по площади
Фонд добывающих скважин	Эксплуатационные	1065
	Действующие	911
	из них фонтанные	-
	ЭЦН	185
	ШГН	726
	Бездействующие	28
	В консервации	35
	Пьезометрические	44
	В ожидании ликвидации	11
	Ликвидированные	36
Фонд нагнетательных скважин	Всего, в т.ч.:	357
	Под закачкой	310
	Бездействующие	9
	В освоении после бурения	-
	В консервации	7
	Пьезометрические	6
	Переведены на другие горизонты	9
	В ожидании ликвидации	6
	Ликвидированные	10

В целом по площади в 2011 году среднесуточный дебит по нефти составил 3,8 т/сут, по жидкости - 22,1 т/сут. За 2011 год введено в эксплуатацию 13 добывающих скважин, в т.ч. 11 скважин из эксплуатационного бурения, 1 - из консервации, 1 - из ожидания ликвидации.

Для строительства добывающих скважин на участках с альтитудой менее 120 м используется конструкция скважин, включающая направление, промежуточный кондуктор, кондуктор и эксплуатационную колонну.

Бурение из-под кондуктора до проектной глубины по I варианту конструкции забоя скважины осуществляется долотом диаметром 215,9 мм с последующим спуском эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм, 168 мм и др. (по согласованию заказчика и подрядчика) до проектного забоя. Цементируется эксплуатационная колонна с подъемом цемента до устья.

Типовая конструкция скважин представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Конструкция скважин

Название колонны	Диаметр, мм	Интервал спуска, м	Высота подъема цемента
	долото	колонны	По вертикали	По стволу
Направление	490	426	0-40	0-40	До устья
Промежуточный кондуктор	393,7	323,9	0-125	0-125	До устья
Кондуктор	295,3	244,5	0-300	0-302	До устья
Эксплуатационная колонна	215,9	146,1(168,3)	0-1690	0-1942	До устья



Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по дебитам нефти приведено в таблице 2.4 и на рисунке 2.3.

Таблица 2.4 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по дебиту нефти

Интервал дебитов нефти, т/сут	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
до 5	759	83,3
от 5 до 10	78	8,6
от 10 до 15	29	3,2
от 15 до 20	15	1,6
свыше 20	30	3,3

Рисунок 2.3 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по дебиту нефти

Анализ работы добывающих скважин за 2011 год показал, что 759 скважин или 83,3 % от действующего фонда эксплуатировались с дебитом нефти до 5,0т/сут, с дебитом нефти от 5,0 до 10 т/сут эксплуатировались 78 скважин или 8,6%, т.е. с дебитом до 10 т/сут эксплуатировались 837 скважин, или 91,9% от действующего фонда, т.е. основной фонд скважин является малодебитным.

Распределение фонда скважин Николо-Березовской площади по среднесуточным дебитам жидкости приведено в таблице 2.5 и на рисунке 2.4.



Таблица 2.5 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по дебиту жидкости

Интервал дебитов жидкости, т/сут	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
до 10	477	52,4
от 10 до 20	150	16,5
от 20 до 50	136	14,9
свыше 50	148	16,2

Рисунок 2.4 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по дебиту жидкости

С дебитом жидкости до 10 т/сут эксплуатировались 52,4 % от действующего фонда, с дебитом от 10 до 20 т/сут эксплуатировались 16,5 %, т.е. 68,8% скважин работали с дебитом жидкости до 20 т/сут. С дебитом от 20 до 50т/сут эксплуатировались 14,9 %, 16,2 % от действующего фонда скважин добывали жидкость свыше 50 т/сут.

В таблице 2.6 и на рисунке 2.5 приведено распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по обводненности. 25,9 % от действующего фонда эксплуатировались с обводненностью до 40%, 28,2 % от действующего фонда эксплуатировались с обводненностью от 40 до 80%, т.е. с обводненностью до 80% работали 54,1 % от действующего фонда скважин. С обводненностью свыше 80% эксплуатировались 45,9 % от действующего фонда.



Таблица 2.6 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по обводненности продукции

Интервал обводненности, %	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
0-40	236	25,9
40-80	257	28,2
80-100	418	45,9

Рисунок 2.5 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по обводненности

Анализ рисунков 2.3 и 2.5 позволяет сделать вывод, что рост процента воды в продукции скважин приводит к снижению добычи нефти. Вследствие этого, снижается добыча нефти по площади, а также увеличиваются затраты на транспортировку и подготовку попутно добываемой воды и на проведение водоизоляционных работ.

В связи с тем, что основная часть добывающего фонда скважин являются мало- и среднедебитными по нефти, большинство скважин эксплуатируются штанговыми насосами - 726 единиц и всего 185 скважин - установками ЭЦН. Распределение фонда скважин Николо-Березовской площади по типам насосов приведено в таблице 2.7 и на рисунке 2.6.

Таблица 2.7 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по типам насосов

Типы насосов	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
60-НВ-27	2	0,2
73-НВ-32	269	29,5
73-НН-44	83	9,1
73-НВ-38	24	2,6
73-НВ-27	240	26,3
73-НВ-44	51	5,6
73-НН-57	57	6,3
ЭЦН5-30	9	1,0
ЭЦН5-45	12	1,3
ЭЦН5-60	19	2,1
ЭЦН5-80	30	3,3
ЭЦН5-125	12	1,3
ЭЦН5А-60	17	1,9
ЭЦН5А-80	38	4,2
ЭЦН5А-160	26	2,9
ЭН5А-250	22	2,4

Рисунок 2.6 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по типам насосов

Применяемые ШГН характеризуются небольшими диаметрами плунжера, что подходит для эксплуатации скважин с невысокими дебитами по жидкости. Чаще всего устанавливаются вставные насосы с диаметрами плунжеров 32 мм (73-НВ-32) и 27 мм (73-НВ-27) - на 29,5 % и 26,3 % от действующего фонда скважин площади. Исключение составляет только насос 73-НН-57 - применяется на всего на 6,3 % от общего действующего фонда с большими дебитами жидкости и соответственно большим диаметром плунжера ШГН - 57 мм. Также на площади применяются электроцентробежные насосы, наиболее рапространено применение ЭЦН5А-80 - на 38 скважинах (4,2% от действующего фонда).

Распределение фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по типам приводов ШГН приведены в таблице 2.8 и на рисунке 2.7, параметры их работы в таблицах 2.9, 2.10 и на рисунках 2.8, 2.9.

Таблица 2.8 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по типам приводов штангового насоса

Типы приводов ШГН	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
6СК-6	81	11,2
7СК-8	411	56,6
СК-10	75	10,3
СК-12	40	5,5
UP-9T	42	5,8
UP-12T	23	3,2
ПНШ-80	54	7,4

Рисунок 2.7 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по типам приводов ШГН

По данным рисунка 2.7 видно, что на основной фонд скважин, эксплуатируемый ШГН, установлены приводы типа 7СК-8-3,5-4000 - 56,6 % от фонда действующих скважин Николо-Березовской площади, СК-10-3,0-5600 - 10,3% от действующего фонда скважин.

Применение этих приводов целесообразно с точки зрения оптимальной грузоподъемности, а также оптимальной длины хода - длинноходовые режимы откачки способствуют долговечной эксплуатации как наземного, так и глубиннонасосного оборудования.



Таблица 2.9 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по длине хода точки подвеса штанг (ТПШ)

Длина хода ТПШ, м	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
0,8-2	335	46,1
2,1-2,5	286	39,4
2,6-3,0	105	14,5

Рисунок 2.8 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по длине хода точки подвеса штанг

В таблице 2.10 и на рисунке 2.9 представлено распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по числу качаний приводов ШГН.

Таблица 2.10 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по числу качаний приводов ШГН

Число качаний приводов ШГН, кач./мин.	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
0,8-3	88	12,1
3,1-5	492	67,8
5,1-7	140	19,3
7,1-7,9	6	0,8



Рисунок 2.9 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади, оборудованных ШСНУ, по числу качаний приводов ШГН

Исходя из данных параметров работы приводов ШГН видно, что большинство приводов эксплуатируется с длиной хода от 0,8 до 2,0 м - 46,1 % и от 3,1 до 5,0 кач./мин. - 67,8% от действующего фонда скважин.

Оптимальное соотношение рассматриваемых параметров - максимальная длина хода точки подвеса штанг и минимальное число качаний привода ШГН, что способствует тихоходному режиму откачки жидкости и увеличивает срок эксплуатации скважинного оборудования.

По глубинам спуска насосов можно выделить 4 различных интервала глубин (таблица 2.11). Анализ рисунка 2.10 показал, что средняя глубина спуска насоса находится в интервале от 1000 до 1200 м.

Таблица 2.11 - Распределение фонда скважин Николо-Березовской площади по глубине спуска насоса

Глубина спуска насоса, м	Кол-во скважин, ед.	Доля скважин от общего действующего фонда, %
менее 800	14	1,5
800-1000	145	15,9
1000-1200	535	58,7
свыше 1200	217	23,8

Наиболее распространенная глубина спуска насосов находится в пределах 1000-1200 м - на 58,7 % от действующего фонда скважин Николо-Березовской площади Арланского месторождения.



Рисунок 2.10 - Распределение действующего фонда скважин Николо-Березовской площади по глубине спуска насоса

С целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счёт совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом отбора запасов отдельно по каждому объекту Николо-Березовской площади эксплуатируется оборудование для ОРЭ с применением в компоновке погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти из нижнего пласта и скважинного штангового насоса для добычи из верхнего пласта.

Фонд скважин, оборудованных ОРЭ, в целом по Арланскому месторождению составляет 7 скважин: пять установок поставки ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш», две установки конструкции ООО «СП-БАРС». На Николо-Березовской площади с 2009 г. были внедрены две установки ОРЭ на скважинах № 2984 (ООО «СП-БАРС») - дата внедрения 30.03.09 г., № 517 (ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш») - дата внедрения 16.09.10 г.

Анализируя показатели работы скважин Николо-Березовской площади, можно сделать вывод, что большинство эксплуатируются ШГН, причем на них, в основном, применяются насосы типа 73-НВ-32 и 73-НВ-27 с низкой производительностью из-за низких дебитов нефти и жидкости, преобладающей глубиной спуска в пределах 1000-1200 м, числом качаний головки балансира - 3,1-5,0 кач/мин, длиной хода полированного штока 0,8-2,0 м.



2.3 Анализ причин ремонтов механизированного фонда скважин, на Николо-Березовской площади. Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин механизированного фонда Николо-Березовской площади Арланского месторождения

За 2011 г. на Николо-Березовской площади было произведено 38 подземных ремонтов. [2]

Процентное соотношение причин ремонтных работ на скважинах Николо-Березовской площади за 2011 г., а также процентное распределение основных причин эксплуатационных отказов представлены на рисунках 2.11, 2.12.

Рисунок 2.11- Процентное соотношение причин ремонтных работ на скважинах Николо-Березовской площади за 2011 г.

Рисунок 2.12 - Основные причины эксплуатационных отказов

Ремонты, связанные с эксплуатационными отказами, составили 55,3% от всех ремонтов или 21 ремонт. Ремонты по причине ГТМ - 26,3% или 10 ремонтов. Ремонты, связанные с внедрением насосного способа - 10,5% или 4 ремонта. Прочие ремонты 7,9% или 3 ремонта.

Как видно из рисунка 2.12, среднее количество ремонтов было произведено по причине негерметичности НКТ - 4 случая ремонта (19%), по-видимому, это связано с большой выработкой фонда труб и с обтиранием поверхности НКТ штангами.

Следующими по численности идут отложения солей, было произведено 3 ремонта (14,3%). По причине износа и коррозионного разрушения было выполнено 6 ремонтных работ (28,6%), во многом на данный показатель влияет pH среды и наличие сероводорода продукции.

По причине обрывов штанг произведено 8 ремонтных работ (38,1%).

Рисунок 2.13 - Распределение обрывов штанг скважин Николо-Березовской площади по причинам

Большинство ремонтов из-за отказа штанг произошло из-за обрыва штанг по телу 5 ремонтов (62,5%). При этом велика доля ремонтов из-за отворота штанг - 3 ремонта (37,5%), это связано с тем, что добывается высоковязкая продукция (рисунок 2.13).



Рисунок 2.14 - Распределение отказов штанг скважин Николо-Березовской площади по наработке

Как видно из рисунка 2.14, большинство отказов штанг происходит в первые два года работы, следовательно, спустя год - полтора года после начала работы штанг, необходимо детально исследовать их состояние.

Обводненность продукции влияет и на утечки в НКТ. На скважинах обводненностью продукции вероятность ремонта по причине утечек в НКТ значительно возрастает. Если на скважинах с обводненностью 20-40% было произведено 4 ремонта, то на скважинах с обводненностью 40-60% ПРС был произведен 7 раз.

При увеличении глубины спуска насоса увеличивается число ремонтов. Данный факт объясним даже с точки зрения теории вероятности - чем больше глубина спуска насоса, тем больше потребуется труб, а чем больше требуется труб, тем больше вероятность того, что какая либо из них будет иметь дефект или будет нарушена какая-то технология навинчивания и спуска колонны. Также с увеличением длины колонны, возрастают нагрузки на трубы НКТ, особенно на верхние секции, а это также может привести к появлению утечек или возникновению неисправностей в колонне, обрыву штанговой колонны.

На фонде скважин Николо-Березовской площади необходимо применять комплексное воздействие по снижению факторов, оказывающих критическое воздействие на состояние оборудования. Подход должен быть комплексным, поскольку в присутствии в среде одних реагентов, эффективность применения других реагентов может снизиться, либо возможен случай того, что реагенту будут ошибочно приписаны достоинства, которыми, на самом деле обладает реагент, примененный ранее.

Рассмотрим также основные причины ремонтов двух скважин Николо-Березовской площади, оборудованных установками ОРЭ (УОРЭ).

23.06.2010 г. на скважине №2984 Николо-Березовской площади, оборудованной УОРЭ, произошёл отказ УЭЦН по причине снижения изоляции погружного электродвигателя. Наработка составила 380 суток.

Таким образом, имеются некоторые осложнения при эксплуатации скважины № 2984, оборудованной УОРЭ.

Комплект оборудования не позволяет производить раздельный отбор проб и замер дебита жидкости без остановки одного из насосов. В результате возникают непредусмотренные потери в добыче нефти, связанные с ожиданием выхода жидкости с соответствующего объекта эксплуатации.

Отсутствие резервных комплектующих приводит к простою оборудования для ОРЭ (необходим резерв: смесителя скважинной жидкости, штанговых насосов, ЗИП к пакеру и ИПМ, спец. термостойких удлинителей, сливных устройств на 200 атм). Для восстановления работоспособности ШГН в скважине № 2984 необходимо приобретение штангового насоса и смесителя скважинной жидкости.

При отказе УЭЦН приходится выполнять ПРС в два цикла. Не исправное оборудование УЭЦН отправляется в ООО «НЗНО» на ремонт, а в скважину спускается оборудование ШГН для исключения простоя скважины. После ремонта УЭЦН в ООО «НЗНО» (5-6 суток), бригада ПРС вновь становится на скважину для спуска оборудования ОРЭ. Осуществление данных операций приводит к дополнительным затратам на ремонт скважины. Для исключения указанного недостатка необходимо иметь резервный комплект спец. оборудования УЭЦН (кожух ПЭД с входным модулем, электродвигатель Ш 103 мм, спец. термостойкий удлинитель) и производить подготовку ЭЦН до постановки бригады на скважину.

В результате отсутствия резервной мембраны УС-200 выполняющей функцию сбивного клапана, при ПРС подъём ГНО осуществляется с изливом жидкости.

20.12.2011 г. на скважине № 517 Николо-Березовской площади, оборудованной УОРЭ, произошел отказ ШГН из-за отсутствия подачи. Наработка составила 98 суток. В период с 4 по 5 января 2012 года в присутствии представителя ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш» был произведён подземный ремонт, при котором выполнены следующие работы:

- произведён подъём насоса и колонны полых штанг;

- произведена ревизия насоса по сервисному обслуживанию ГНО ООО «ОЗНПО» (насос в норме);

- выполнена промывка скважины нефтью (V = 23 м3);

- произведён спуск насоса с полыми штангами и смена полого полированного штока ШУП 42-4.001. В виду отсутствия зажима полированного штока возникли проблемы при посадке насоса в замковую опору;

- произведён вызов подачи ШГН и ЭЦН. Опрессовка ШГН давлением 20 атм. - герметично.

Таким образом, остаются некоторые проблемные вопросы при эксплуатации скважины № 517, оборудованной УОРЭ.

При необходимости подъёма УЭЦН требуется срыв и подъём пакера П-ЭГМ, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонта скважины.

При подъёме штангового насоса, электроцентробежный насос будет вынуждено простаивать, что приведёт к потерям в добыче нефти.

На скважине № 517 клапан запорный КЗ-50Ч14К1 входящий в состав устьевой арматуры заклинил в среднем положении (клапан заменён на новый).

Отсутствие резервных комплектующих может привести к простою оборудования в 2012 году (необходим резерв: сальниковых манжет, втулок, сальниковых штоков, штанговых насосов, НКТ Ш 89 мм, ЗИП к пакеру).

Таким образом, выяснено, что при эксплуатации скважин Николо-Березовской площади основной причиной выхода из строя является обрывность штанговой колонны. Наиболее частые осложняющие факторы, возникающие при эксплуатации скважин механизированного фонда Николо - Березовской площади Арланского месторождения, - это солеобразование, коррозия оборудования, а также наличие стойких эмульсий.

Для того, чтобы снизить количество ремонтов по каждой из причин, необходимы детальные многофакторные анализы и постоянные работы по усовершенствованию и профилактическим осмотрам оборудования.

2.4 Проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики, одной скважиной. Существующие схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удается достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше. [4] При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтяных пластов (прослоев) и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное «отключение» из процесса выработки средне- и низкопроницаемых пластов. Вероятность «отключения» их тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами на площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а так же эффективная толщина низкопроницаемых тонкослоистых пластов. На залежах с такими продуктивными горизонтами имеется необходимость в массовом внедрении технологии ОРЭ, с целью интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых пластов.

Совместная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов c разными пластовыми давлениями и дебитами приводит к неоптимальной эксплуатации каждого из них, потере производительности, большим отклонениям от проектов их разработки, потере контроля над разработкой.

Раздельная эксплуатация нефтяных пластов месторождений, имеющих разные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.), находящихся на одной площади, требует больших затрат на строительство и обустройство дополнительных скважин. Скважины, пробуренные на месторождениях с малыми дебитами, могут быть нерентабельными.

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции каждого объекта, а также достижение запроектированных темпов разработки.

ОРЭ применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом посредством специального оборудования контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту.

ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин обычной конструкции оборудованием, разобщающим продуктивные пласты, или путем использования для этих целей скважин специальной конструкции [5].

1. Скважины специальной конструкции. В необсаженный ствол скважины параллельными рядами спускают эксплуатационные колонны и цементируют. Вскрытие нефтяных пластов в этих колоннах производят перфораторами ориентированного действия, чтобы не повредить смежные колонны. В результате получают многоствольную (многорядную) скважину или несколько самостоятельных скважин малого диаметра, объединенных общим стволом, каждая из которых эксплуатирует обычным оборудованием только один из пластов

2.Скважины с двумя лифтовыми колоннами, параллельными или концентричными.

Рассмотрим установку для ЭЦН и ШГН (рисунок 2.15). Исторически, такие установки с кожухом на ЭЦН существовали. Отличие состоит в том, что кожух установлен только на погружной электродвигатель. И он замыкается на входном узле центробежного насоса.

Рисунок 2.15 - Установка для ОРЭ ЭЦН+ШГН

Такая конструкция не оставляет места для скопления газов. Если же весь насос поместить в кожух, то выше входного узла скапливается газ, и вследствие этого можно потерять подачу насоса. Здесь же газ сразу поступает через входное устройство и уходит на поверхность. Продукция нижнего пласта через кожух попадает во входной узел и через насос (эта часть установки называется коллектором) проходит в колонну НКТ.

Продукция верхнего пласта добывается штанговым насосом. В данной схеме продукция смешивается, но это не препятствует получению всей необходимой информации. Термоманометрическая система, которой оснащён двигатель, позволяет замерять забойное давление у нижнего пласта.

Забойное давление у верхнего пласта рассчитывается по уровню, а дебит и обводненность продукции определяются остановкой одного из насосов. Если продукция пластов не допускает смешения, то внедряется схема с раздельным подъёмом. В данном случае продукция верхнего пласта поднимается по полым штангам. Чтобы не смешивать, транспорт продукции каждого из пластов происходит раздельно.

С целью внедрения технологии одновременно-раздельной добычи ОРД из двух пластов с разными коллекторскими характеристиками, в 2009 году, для испытания на Николо-Березовской площади было приобретено спецоборудование для одновременно-раздельной добычи нефти с применением в компоновке погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти из нижнего пласта и скважинного штангового насоса для добычи из верхнего пласта. Схема установки изображена на рисунке 2.16.

Установка содержит электропогружной насос 1 с входным модулем 2, в котором помещён герметичный ввод 3 кабеля 4 для электродвигателя 5 в кожух 6, охватывающий электродвигатель 5 и соединённый хвостовиком 7 с пакером 8, разделяющим верхний 9 и нижний 10 пласты. Выход насоса 1 через клапан 11 соединён каналом 12 с колонной лифтовых труб 13. Вход штангового насоса 14 соединён каналом 15 с межтрубным пространством 16, а выход с колонной насосно-компрессорных труб 13. Насос 14 приводится в действие штангами 17.

Продукция нижнего пласта 10 (рисунок 2.16) поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 через входной модуль 2 на приём электропогружного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 11 и канал 12 в полость насосно-компрессорных труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на приём штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17. Собирают электродвигатель 5 с кожухом 6, входным модулем 2 и частью кабеля 4 в цеховых условиях ООО «НЗНО». Присоединение насоса 1 и остальной части кабеля 4 осуществляется на устье скважины. Режим работы установки определяется параметрами используемых насосов.

Рисунок 2.16 - Схема установки для одновременно-раздельной добычи

Для смешивания продукции пластов (разобщённых пакером) применяется смеситель скважинной жидкости (рисунок 2.17). Смеситель скважинной жидкости состоит из корпуса 1, снабжённого на обоих концах присоединительными резьбами НКТ Ш 89 мм для монтажа УЭЦН с кожухом. Корпус 1 содержит три осевых канала диаметрами 20, 20 и 30 мм для транспортировки продукции нижнего пласта до НКТ, а также боковой клапан для добычи продукции верхнего пласта с ШГН, при этом вход бокового канала выполнен наклонным вниз под углом 15 - 60о к оси для исключения его засорения твёрдыми частицами.



Рисунок 2.17 - Смеситель скважинной жидкости

В вертикальную часть бокового канала на резьбе монтируется технологический патрубок 2 (для установки манжетного якоря), нижняя часть которого оборудована клапанным узлом, состоящим из шара 7, седла 6, герметизированного уплотнителем 5, клапанной клетки 4, седло 6 закрепляется (поджимается) гайкой 3. Как было отмечено ранее, на Николо-Березовской площади фонд скважин, оборудованных УОРЭ, составляет 2 единицы. Рассмотрим оборудование, применяемое на этих скважинах. На скважине №2984 Николо-Березовской площади Арланского месторождения внедрена однолифтовая УОРЭ, схема оборудования поставки ООО «СП-БАРС» (г.Альметьевск) приведена на рисунке 2.18.

Рисунок 2.18 - Схема подземного и наземного оборудования для эксплуатации скважины № 2984 Николо-Березовской площади по технологии одновременно-раздельной эксплуатации ШГН и ЭЦН



Установка собирается непосредственно на скважине и состоит из подземного и наземного оборудования (рисунок 2.18).

Принцип действия установки ОРД ООО «СП-БАРС» следующий. Продукция нижнего пласта поступает через пакер и хвостовик в кожух с электродвигателем через входной модуль на приём электропогружного насоса и перекачивается им через обратный клапан и канал в полость насосно-компрессорных труб и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта поступает через межтрубное пространство и канал на приём штангового насоса и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта, поднимается на поверхность. [6]

Наземное оборудование состоит из стандартного привода штангового насоса балансирного типа. Станция управления электроцентробежного насоса «Электон-04» позволяет контролировать: силу тока, напряжение, сопротивление изоляции, мощность, давление пласта, температуру двигателя и пласта, вибрацию. Используется стандартная устьевая арматура для скважин, оборудованных ШГН, с вкладышем устьевой арматуры ЭЦН (производства ООО «ОЗНПО»).

Для разобщения пластов используется пакер ПРО-ЯТ-О-122, позволяющий герметично разобщить пласты в скважине и надёжно работающий в условиях знакопеременных нагрузок.

Конструкция установки позволяет измерять все необходимые параметры для осуществления контроля над разработкой месторождения. Раздельные замеры и отбор проб осуществляются поочерёдной остановкой насосного оборудования. Проведение исследований по верхнему пласту, эксплуатируемому штанговым насосом, осуществляется по межтрубному пространству. Контроль работы ШГН осуществляется с помощью динамограмм. Информация о забойном и пластовом давлении по нижнему пласту, а также о работе установки ЭЦН, производится с помощью ТМС, установленного под компенсатором.

На скважине №517 Николо-Березовской площади Арланского месторождения внедрена однолифтовая УОРЭ. Рассмотрим работу оборудования поставки ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш» (г.Пермь) (рисунок 2.19).

Принцип действия установки следующий. Продукция нижнего пласта поступает на приём электропогружного насоса и перекачивается им через обратный клапан в полость насосно-компрессорных труб и далее на поверхность.

Рисунок 2.19 - Схема подземного и наземного оборудования для ОРЭ ШГН+ЭЦН скважины № 517 Николо-Березовской площади:

1 - ЭЦН5-80-1350; 2 - НВ-32; 3, 4, 5 - штанга насосная полая; 6 - муфта; 7 - вертлюг; 8 - шток устьевой; 9 - шток устьевой полый; 10 - переводник; 12 - сальник устьевой; 13 - переходник к сальнику; 14 - кран; 15 - рукав; 16 - клапан; 17 - клапан обратный; 18 - кабель; 19 - протектор-центратор; 20 - клямс; 21 - газосепаратор; 22 - ПЭД; 23 - кабель-удлинитель; 24 - модуль входной; 25 - пакер П-ЭГМ



Продукция верхнего пласта поступает через межтрубное пространство и канал на приём штангового насоса и перекачивается им в колонну полых штанг, по которой она поднимается на поверхность. Для разобщения пластов используется пакер П-ЭГМ, позволяющий:

- обеспечить неразрывность силовой кабельной линии;

- герметично разобщить пласты в скважине;

- надёжно работать в условиях знакопеременных нагрузок.

Наземное оборудование скважин состоит из стандартного привода штангового насоса балансирного типа.

Станция управления электроцентробежного насоса «Электон-04» позволяет контролировать: силу тока, напряжение, сопротивление изоляции, мощность, давление пласта, температуру двигателя и пласта. Используется стандартная устьевая арматура для скважин, оборудованных ШГН, с вкладышем устьевой арматуры ЭЦН (производства ЗАО «Техновек»).

Конструкция установки позволяет измерять все необходимые параметры для осуществления контроля над разработкой площади. Проведение исследований по верхнему пласту, эксплуатируемому штанговым насосом проводятся по межтрубному пространству. Контроль работы ШГН осуществляется с помощью динамограмм. Информация о забойном и пластовом давлении по нижнему пласту, а также о работе установки ЭЦН, производится с помощью ТМС, установленного под ПЭД.

Таким образом, можно отметить, что на обеих скважинах Николо-Березовской площади, оборудованных УОРЭ, используется схема оборудования ШГН + ЭЦН.



2.5 Анализ результатов исследований скважин Николо-Березовской площади при внедрении УОРЭ

Гидродинамические методы исследований подразделяются на несколько групп. В первую группу входят замеры дебита жидкости, нефти и содержания воды в продукции скважин. Эти исследования проводятся в целях оперативного контроля за режимом эксплуатации скважины и разработкой месторождения в целом. К следующей группе относятся замеры пластового, забойного давлений, кривых восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ). Третью группу составляют потокометрические исследования по снятию профилей притока или приемистости по пластам или стволу горизонтальных скважин. К четвертой группе могут быть отнесены такие специальные виды работ, как изучение взаимодействия между скважинами и пластами (гидропрослушивание). Все гидродинамические методы исследования скважин основаны на относительно небольшом количестве базовых операций - измерении давления, дебита (приемистости), обводненности, температуры. [9]

Исследования добывающих скважин при внедрении ОРЭ проводят при свабировании снимая КВД или КВУ. При этом практически до полного восстановления давления происходит приток жидкости из пласта в скважину. Об этом свидетельствует изменение уровня жидкости в затрубном пространстве от динамического до статического. Учет притока достигается при помощи: а) непосредственных замеров глубинными приборами, б) применения дифференцирования или интегрирования экспериментальных значений давления. Выполнение первого условия сопряжено со значительными трудностями спуска-подъема дебитомеров через затрубное пространство. Второй путь связан с возникновением существенной погрешности, обусловленной вычитанием двух близких значений, содержащих статистическую погрешность

Для исследования скважин, оборудованных ШСНУ, используют динамографы (Микон-101, КД-204) и для слежения за уровнем жидкости в кольцевом пространстве скважины эхолоты. [5]

Периодичность проведения гидродинамических исследований должна определяться запроектированной системой разработки, состоянием процесса разработки и рядом других факторов, исходя из условия получения необходимого объема первичной информации для планирования и реализации мероприятий по управлению этим процессом. [9]

Исследование скважин, оборудованных ШСНУ, заключается в следующем [5]:

производится отбивка динамических и статических уровней эхолотом с последующим пересчетом их в забойные и пластовые давления соответственно;

динамометрирование скважин для определения работоспособности глубинно-насосного оборудования;

опрессовка скважины для определения герметичности НКТ и насоса;

отбор проб жидкости для определения обводненности добываемой продукции;

спуск геофизических приборов через исследовательскую пробку на планшайбе для определения: профиля притока в скважину, работающих интервалов, характера добываемой продукции, герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонных перетоков.

Конструкция установки ОРЭ позволяет измерять все необходимые параметры для осуществления контроля над разработкой месторождения. Раздельные замеры и отбор проб осуществляются поочерёдной остановкой насосного оборудования. Проведение исследований по пласту CIV, эксплуатируемому штанговым насосом, проводятся по межтрубному пространству. Контроль работы ШГН осуществляется с помощью динамограмм. Информация о забойном и пластовом давлении по нижнему пласту CVI, а также о работе установки ЭЦН, производится с помощью датчика, установленного под компенсатором.

Внедрение ОРЭ на скважинах может сопровождаться определенными проблемами:

Низкое качество исследований приобщаемого пласта перед внедрением установки ОРЭ. Для подбора оборудования закладываются неправильные данные по дебиту и забойному давлению.

Сложность получения информации о работе пластов.

Недоукомплектованность бригады необходимым оборудованием, указанным в специальном плане (переводники, муфты, патрубки и т.д.)

Пути решения проблемы низкого качества исследований приобщаемого пласта перед внедрением установки ОРЭ.

Фирма «САФ» изготавливает глубинный манометр для замера давления под пакером, передающий информацию о забойном давлении на поверхность по каротажному кабелю, такой манометр установлен в 24 скважинах с однолифтовой установкой.

ТатНИПИнефть совместно с «ТНГ-Групп» разработан комплексный прибор «КРОТ», который измеряет давления под пакером и в межтрубном пространстве, а также дебит и обводненность нижнего пласта.

Последовательность выполнения работ по проверке работоспособности установки и необходимые исследования приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 - Исследования скважин при внедрении УОРЭ

Наименование работы	Средства измерений, вспомогательные технические устройства и материалы	Контрольные значения параметров
1. Вывести скважину на установившийся заданный режим эксплуатации 2. Сделав кратковременную остановку насоса (0,5-1ч.) по измерению динамического уровня вычислить дебит, (приток) из верхнего пласта 3. Определить дебит нижнего пласта вычитанием полученного дебита верхнего пласта от общего 4. Сравнить соответствие фактических параметров установки с заданным	Эхолот, динамограф, ГЗУ, СКЖ Эхолот Расчеты Расчеты	дебит; коэффициент подачи; динамический уровень; затрубное давление динамический уровень

Периодичность проведения исследований скважин, оборудованных ШСНУ, на Николо-Березовской площади:

определение забойного давления - раз в квартал,

определение пластового давления - раз в полгода,

снятие кривой восстановления уровня - раз в два года,

отбор проб жидкости - раз в неделю,

отбор проб жидкости из обводненных скважин на шестикомпонентный химический анализ воды - раз в полгода,

определение герметичности эксплуатационной колонны - раз в 5 лет,

все остальные исследования проводятся по мере необходимости.[7]

Тип используемых приборов.

Отбивка уровней, снятие динамограмм, снятие КВУ - КД-204, МС-101, Микон-101.

Определение герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонных перетоков, профиль притока, профиль приемистости - ГДИ-1, ГДИ-5С, ГДИ-7, АГАТ-К9.

Согласно анализу, проведенному по фонду Николо-Березовской площади, оборудованному УОРЭ, можно сделать вывод, что основные исследования выполняются практически в полном объеме (таблица 2.13).

Таблица 2.13 - Периодичность проведения исследований

№ скважины	Обводненность продукции, %	Затрубное давление, МПа	Метод восстановления давления	Отбор проб и анализ попутной воды
	Дата	Значение	Дата	Значение	Дата	м3/(сут·атм)	Дата
517	06.12.10	90	12.09.10	4.5	10.04.09	0.20	02.02.10
	13.12.10	91	17.10.10	4.1			05.10.10
	20.12. 11	92,6	15.11.11	4.2	15.06.11	0.16	14.05.11
	27.12. 11	93	19.12.11	4.0			19.12.11
2984	5.12. 10	12	18.09.10	5	16.11.10	0.45	12.02.10
	12.12. 10	20	25.10.10	5.5			25.10.10
	19.12. 11	10	01.11.11	5.2	18.08.11	0.4	09.05.11
	26.12. 11	18	08.12.11	5.4			08.12.11

Динамометрирование ШСНУ дает важную информацию о работе установки в целом. На автоматизированных промыслах оно осуществляется дистанционно из центрального диспетчерского пункта. С этой целью СК оборудуются специальными тензометрическими датчиками усилий и датчиками хода полированного штока. На рисунках 2.20, 2.21 представлены динамограммы работы штанговых насосов скважин №№ 2984, 517.

Рисунок 2.20 - Динамограмма работы штангового насоса скважины № 2984

Рисунок 2.21 - Динамограмма работы штангового насоса скважины № 517

Рассмотрим результаты исследований по проверке надёжности оборудования, используемого для разобщения пластов в скважинах Николо-Березовской площади, оборудованных УОРЭ. Для этого была выбрана скважина № 2984 с различными характеристиками пластов (пластовое давление, проницаемость и т.д.). В процессе эксплуатации скважины, при проведении гидродинамических исследований получено забойное давление, равное 45-50 атм, что соответствует ожидаемому значению и свидетельствует о герметичности оборудования, используемого для разобщения пластов. После внедрения оборудования для ОРЭ начальный дебит верхнего пласта составлял 0,1-0,2 т/сут (обводнённость 98 %), за время эксплуатации дебит верхнего пласта вырос до 1,0 т/сут (обводнённость снизилась до 46 %), что свидетельствует об эффективном вовлечении в разработку пласта CIV.

23.06.10 г. произошёл отказ УЭЦН по причине снижения изоляции погружного электродвигателя. Наработка составила 380 суток.

В процессе эксплуатации скважин необходимо осуществлять ежедневный контроль замеров и не менее 1 раза в месяц определять работоспособность скважин по результатам замеров динамического уровня, динамометрирования и опрессовки ГНО на закрытую задвижку.

2.6. Анализ результатов работы скважин до и после внедрения УОРЭ. Анализ и подбор скважин для внедрения ОРЭ. Обоснование и выбор схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов на Николо - Березовской площади

Николо-Березовская площадь имеет несколько продуктивных пластов с существенно отличающимися характеристиками: по проницаемости, толщине, свойствам насыщающих флюидов, величинам давлений и т.д.

Эти пласты выделены в самостоятельные объекты эксплуатации, разбуриваются самостоятельными сетками скважин.

Как правило, разработка этих объектов проводится в определенной очередности и последовательности, т.к. в противном случае - при совместной эксплуатации - происходит выработка в основном более продуктивных объектов и снижение степени нефтеизвлечения. Технология ОРЭ (одновременно-раздельной эксплуатация) позволяет решить эту проблему [5]: производить разобщение продуктивных пластов в добывающих скважинах и создавать оптимальные условия их выработки, и, тем самым, приведет к увеличению дебита скважины и степени нефтеизвлечения.

Был проведен анализ работы скважины № 2984 Николо-Березовской площади с применением оборудования для одновременно-раздельной добычи [6].

Скважина № 2984 вступила в эксплуатацию 20.02.1988 г. с начальным дебитом 4,8 т/сут, с обводнённостью 20,7 %. С начала эксплуатации по скважине всего добыто 8085 тонн нефти.

По результатам бурения нефтеносными явились пласты CII, CIV, CVI. До 2009 года скважина работала по шестому пласту, до 2009 года на скважине капитальных ремонтов не проводилось, скважина работала без осложнений. Исследования с целью определения характера насыщения неперфорированных пластов CII и CIV подтвердили результаты ГИС, полученные при бурении скважины, они свидетельствовали о нефтенасыщении пласта CIV.

По пласту СII характер нефтенасыщения был определён не ясно.

Если судить по накопленной добыче, то считать что пласт CIV полностью выработанным преждевременно и учитывая различия в фильтрационно-ёмкостных свойствах и градиенте давления приобщение пласта CIV имело низкую эффективность. Был рассчитан ожидаемый приток по пласту CIV.

Руководствуясь вышеуказанной информацией и данными о работе соседней скважины № 2885, было принято решение приобщить пласт CIV и внедрить в скважину № 2984 оборудование для ОРЭ.

Параметры работы скважины № 2984 до и после внедрения оборудования ОРЭ представлены в таблице 2.14.

30 марта 2009 года на скважине № 2984 было проведено внедрение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного объекта с разными коллекторскими характеристиками.

В результате, после приобщения пласта терригенной толщи нижнего карбона СIV, в скважину было спущено ГНО специальной конструкции. Пласт CVI ТТНК эксплуатируется установкой ЭЦН5-45-1300, из пласта CIV ТТНК отбор осуществляется насосом НВ-32.

Таблица 2.14 - Сравнительная эффективность работы скважины № 2984 Николо-Березовской площади до и после внедрения оборудования ОРЭ

Номер скважины	Объект	ГНО	Запуск	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Обводненность, %
2984	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-57 глубина спуска 908 м	28.03.06	0,6	34,0	98
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32 глубина спуска 1178,4 м	30.03.09	0,8	2,4	63
	ТТНК C VI	ЭЦН 45-1300 глубина спуска 1272,2 м	30.03.09	1	56,7	98
	ИТОГО	ЭЦН+ШГН	-	1,8	59,1	97,2

Параметры работы скважины № 517 до и после внедрения оборудования ОРЭ представлены в таблице 2.15.

Таблица 2.15 - Сравнительная эффективность работы скважины № 517 Николо-Березовской площади до и после внедрения оборудования ОРЭ