Рекомендации по улучшению показателей добычи нефти по ТПП "Котовонефтегаз"

В 1988г. обустроен и введен в действие опытный элемент по закачке меченной тритием пластовой воды в скв.19 с целью изменения и прослеживания фильтрационных потоков по площади в горизонтальном и вертикальном направлениях и увеличения коэффициента охвата вытеснением. Отбор жидкости производился из скв. 53, 83, 82 и 84. За почти полугодовой период работы элемента видимого эффекта по приросту добычи нефти и увеличению нефтеизвлечения пласта не получено: добыча нефти снизилась в 2,3 раза, обводненность продукции находилась на уровне 95-97%.

Максимальный годовой отбор нефти составил 540тыс.т в 1985г. В последующие годы наблюдается снижение годовых отборов нефти из-за обводнения добывающих скважин.

Действующий проектный документ - дополнение к технологической схема разработки месторождения - составлен в 2002 году институтом "ВолгоградНИПИ-нефть".

Необходимость составления данного проектного документа появилась вследствие значительного расхождения проектных и фактических показателей из-за падения добычи, обводнения, прекращения фонтанирования добывающих скважин в 1988году. Авторами этого проектного документа с учетом дополнительных данных, полученных в процессе разработки, уточнено геологическое строение, характеристики продуктивного пласта и флюидов, извлекаемые запасы и обоснован конечный коэффициент нефтеизвлечения.

В настоящее время продолжается разработка нефтяной залежи южного купола евлановско-ливенского горизонта; в 2007 году накопленная добыча нефти по этой залежи составила 5665тыс.т, что превышает на 480 тыс.т утвержденные в 1989г. ГКЗ СССР и принятые в действующем проекте начальные извлекаемые запасы нефти (4939тыс.т). Это свидетельствовало о более высоких добывных возможностях залежи южного купола по сравнению ранее принятыми.

2.2 Анализ разработки с начала эксплуатации

Евлановско-ливенский горизонт вступил в эксплуатацию в 1975 году на упруговодонапорним режиме.

Условно разработку пласта можно разделить на 4 стадии.

I стадия (1975-1982г) разработки нефтяной залежи характеризуется бурением и вводом добывающих скважин, это период нарастающей добычи нефти.

По состоянию на 01.01.82г. на Котовском месторождении действовало всего 20 и перебывало в эксплуатации 21 добывающие скважины

В первые годы разработки дебиты по нефти достигали 400т/сут., но по мере ввода новых добывающих скважин дебиты быстро падали до 50-100т/сут. Вода в продукции скважин отмечалась с начала разработки. За этот период из залежи из залежи отобрано 2169,5 тыс.т нефти, 203,2 тыс.т воды. Темп отбора составил от начальных извлекаемых запасов- 7,2%, коэффициент нефтеизвлечения -0,2, степень выработанности извлекаемых запасов-39,1%.

II стадия разработки - период стабильной добычи продолжался с 1983 года до 1987 года.

Максимальный уровень отбора нефти -540,3 тыс.т был достигнут в 1985году при накопленной добыче нефти 3718,4 тыс.т, что составило почти 67,1% от извлекаемых запасов нефти.

В этот период был пробурен основной фонд добывающих скважин и достигнуты самые высокие темпы отбора - 9,7% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность продукции в 1986 году по сравнению с предыдущими годами выросла на 9% и достигла 23,3%.

Для стабилизации отборов нефти из залежи в 1983-1987гг. были пробурены и введены в эксплуатацию около 30 добывающих скважин, которые оказались в выработанных обводненных зонах залежи и работали непродолжительное время и с низкими дебитами нефти. Накопленные отборы нефти по этим скважинам за весь период эксплуатации изменяются от 0,1 до 11,5 тыс.т. Бурение новых скважин с целью доуплотнения сетки скважин и повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения на данном этапе разработки залежи были нецелесообразны.

III стадия разработки (1988-1995) - период падающей добычи начинается с 1988 года, когда многие скважины начинают обводняться и прекращают работать в добывающем фонде. В последующие годы, несмотря на ввод из бурения новых скважин и перевод действующих на механизированный способ добычи, началось неуклонное снижение отборов нефти.

За два года (1988,1989гг.) уровень добычи уменьшился на 48-80%. В 1989 году, когда степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла 98,8%, произошел резкий скачок средней по евлановско-ливенскому горизонту обводненности продукции с 24.9 до 75,6%. Связано это с увеличением отборов жидкости механизированным фондом скважин, преимущественно оборудованных установками электроцентробежных насосов УЭЦН.

Накопленная добыча составила 5404,3 тыс.т при темпе отбора 0,5% от начальных извлекаемых запасов. Обводненности продукции выросло с 75,6 до 81,3%.

IV стадия разработки (1996-настоящее время)-отмечается постепенное снижение добычи нефти и увеличение обводнености продукции. Степень выработанности запасов составил 99,7%, коэффициент нефтеизвлечения 0,5, достиг проектного.

За весь период разработки залежи отобрано 5691 тыс.т нефти, причем фонтанным способом отобрано 5118,1 тыс.т или 90,4% от общей добычи нефти. Достигнутый уровень отборов нефти фонтанным способом в основном связан с применением на большинстве скважин евлановско-ливенского горизонта конструкций с открытым забоем и вскрытием верхней прикровельной части рифа. За счет этого были обеспечены высокие коэффициенты продуктивности (500-2000 т/сут/МПа), позволившие длительное время эксплуатировать скважины с низкими депрессиями на пласт, не превышающими 0.4МПа, что способствовало продлению сроков фонтанирования при высокой обводненности продукции. В эксплуатацию мехспособом скважины вступали, как правило, уже высокообводненными, периода постепенного роста обводненности не наблюдалось. В фонтанирующих скважинах при появлении воды проводились работы по ограничению ее притока.

Таблица 2.1 Основные показатели разработки евлановско-ливенского горизонта.

Год	Добыча нефти, год. тыс.т.	Добыча жидкости, тыс.т.	Годовая обводненность, %	Фонд действ. скв. на конец года, шт.	Закачка воды на конец года, тыс. мі	Среднегодовой дебит на одну скважину, т/сут	Добыча газа, млн.мі
	годовая	накопленная	годовая	накопленная		нагнет.	добыв.	годовая	накопленная	нефти	жидк.	годовая	накопленная
1975	78,0	78,0	78,1	78,1	0	-	1	-	-	400	400,0	23,6	23,9
1976	144,8	222,8	144,8	222,9	0		1			390	290,0	34,5	58,4
1977	127,6	350,4	195,6	418,5	35		5			130	179,0	37,1	95,5
1978	291,5	641,9	309,3	727,8	5,7	-	8	-	-	121	124,3	67,5	163,0
1979	341,6	983,5	356,5	1084,3	4,2	-	11	-	-	65,0	69,0	65,3	228,3
1980	392,7	1376,2	422,1	1506,4	7	-	14	-	-	94,7	101,8	93,2	321,5
1981	394,0	1770,2	430,6	1937,0	8,4	-	20	-	-	64,9	69,5	105,7	427,2
1982	399,3	2169,5	435,7	2372,7	8,6	-	28	-	-	48,0	52,0	101,7	528,9
1983	495,7	2665,2	550,7	2923,4	10	-	35	-	-	43,0	48,0	87,0	615,9
1984	512,9	3178,0	580,7	3504,1	11,7	-	42	-	-	32,0	37,0	105,9	721,8
1985	540,3	3718,3	629,5	4133,6	24	-	55	-	-	37,0	51,0	104,5	826,3
1986	524,5	4242,8	684,2	4817,8	23,3	-	65	-	-	25,0	32,0	107,0	933,3
1987	501,0	4743,8	578,1	5395,9	8,8	-	72	-	-	18,0	21,0	99,0	1032,3
1988	275,4	5019,2	389,5	5785,4	29,3	-	72	-	-	3,5	6,9	100,8	1133,1
1989	101,9	5121,1	417,9	6203,3	75,6	-	69	-	-	4,0	20,0	54,1	1187,2
1990	56,7	5177,8	281,7	6485,0	79,8	-	65	-	-	2,0	12,5	19,4	1206,6
1991	49,5	5227,3	286,7	6771,7	83,8	-	67	-	-	1,9	13,4	10,8	1217,5
1992	43,9	5271,2	377,4	7149,1	88	-	59	-	-	2,0	16,3	9,3	1226,8
1993	41,8	5313	364,0	7513,1	89	-	60	-	-	2,4	21,9	8,2	1235,0
1994	35,3	5348,3	256,3	7769,4	85,6	-	58	-	-	2,8	5,4	7,8	1242,8
1995	29,9	5378,2	159,6	7929,0	81,3	-	57	-	-	1,1	10,2	6,6	1249,4
1996	26,6	5404,8	232,2	8161,2	88,6	-	36	-	-	2,2	18,0	5,7	1252,9
1997	22,1	5426,9	297,2	8458,4	92,5	-	35	-	-	1,9	25,9	5,0	1260,1
1998	26,2	5453,1	330,5	8640,3	92,2	2	46	-	-	2,1	26,9	7,2	1260,1
1999	28,4	5481,4	285,1	8743,5	90,1	-	37	-	-	2,3	23,3	4,2	1264,3
2000	22,6	5504,0	152,1	8895,6	85,1	-	36	-	-	1,8	12,1	5,3	1269,6
2001	21,8	5525,8	159,1	9054,7	86,3	1	36	49.2	49.2	1,8	13,1	4,2	1273,8
2002	19,9	5545,7	309,3	9364,0	93,6	1	40	60	109,2	1,7	30,5	4,1	1277,9
2003	20,4	5566,0	296,2	9660,2	93,1	2	37	88	197	1,5	21,4	3,5	1281,4
2004	22,1	5588,1	221,2	9881,4	90,0	2	39	88	285,2	1,6	15,9	3,5	1284,9
2005	23,8	5611,9	250,9	10132,3	90,5	2	39	88	373,2	1,7	17,9	5,3	1290,2
2006	24,1	5636,0	282,2	10414,5	91,4	2	36	88	461,2	1,8	21,6	6,6	1296,8
2007	26,2	5665,6	330,5	10745,0	92,2	2	32	88	549,2	2,1	26,9	7,2	1304,1
2008	25,4	5691	340,8	11085,8	92,5	2	32	88	637,2	2	26,7	7,0	1311,1
2009	26,3	5717,3	450,8	11536,6	94,2	2	29	19,4	830,6	2,11	44,31	6,7	1317,8
2010	28,4	5745,7	571,4	12108,0	95,0	2	31	96,7	927,3	2,69	54	7,3	1325,1
2011	26,2	5771,9	606,4	12714,4	95,7	1	32	96,7	1024	2,26	52,47	5,9	1331,0
2012	22,3	5794,2	568,3	13282,8	96,1	1	29	96,7	11207	2,0	50,9	4,9	1335,9

Основная часть запасов извлечена в периоды нарастающей и стабильной добычи нефти (1979-1987г.г.) с темпами отбора, составляющими 6.3-10.1% от НИЗ. В это время осуществлялись основные мероприятия по регулированию разработки путем уплотнения сетки скважин за счет бурения новых добывающих скважин, установки цементных мостов в целях изоляции водопритоков, перевода скважин на периодическую фонтанную эксплуатацию и механизированную добычу, а также применения методов интенсификации притока нефти.

Среднее пластовое давление, приведенное к ВНК, за 33 лет эксплуатации евлановско-ливенского горизонта снизилось на 2,85 МПа и на 01.01.2013г. оно составляет 24,8.0МПа. В процессе разбуривания южного купола на участках ввода новых скважин не отмечалось заметных отличий величины пластового давления от средней его текущей величины по залежи в целом. Это служит свидетельством хорошей гидродинамической связи в пределах всей залежи.

2.3 Анализ текущего состояния на 01.01.13 года евлановско-ливенского горизонта

В 2012 году из залежи евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения было отобрано 22,4 тыс.т нефти, 568,3 тыс.т жидкости и 4,9 млн.мі попутного газа. Нефти добыто по сравнению с 2011 г. 3,9 тыс.т меньше. Всего по состоянию на 01.01.2013 года с начала разработки из залежи евлановско-ливенского горизонта извлечено 5794,2 тыс.т нефти, 13282,8 тыс.т жидкости), добыто 1335,9 млн.мі попутного газа. Остаточные запасы нефти по залежи по состоянию на 01.01.2013 составляют 314 тыс.т, степень извлечения запасов составляет 94,5%, фактический коэффициент нефтеотдачи - 0,5 . Средний дебит нефти/жидкости на одну скважину по залежи в 2012 году составляет 2,0/50,9т/сут. Обводненность составила 96,1% (2011год 92,4).

Основной причиной уменьшения добычи нефти по залежи в 2012 году является снижение технологического эффекта от ВГВ, а также увеличением обводненности продукции по отдельным скважинам.

2.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Действующий проектный документ "Уточненная технологическая схема разработки Котовского месторождения" составлена в 2007г. на извлекаемые запасы нефти 5079тыс.т.

В таблице 2.3 дается сопоставление проектных и фактических показателей за последние пять лет.

Таблица 2.3 Сопоставление проектных и фактических показателей

Показатели	Годы
	2008	2009	2010	2011	2012
Годовая добыча нефти, тыс.т.	Проект	22,8 25,4	21,6 21,7	21,6 28,4	19,1 26,2	17,2 22,3
	Факт
Накопленная добыча нефти, тыс.т.	Проект	5710,7 5691	5736,3 5717,3	5757,9 5745,7	5776,9 5771,9	5794,2 5794,2
	Факт
Годовая добыча жидкости, тыс.т.	Проект	103,4 340,8	142,1 450,8	136,7 571,4	136,2 606,4	130,6 568,3
	Факт
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.	Проект	10978 11085,8	11120,1 11536,6	11256,8 12108	11393,0 12714,4	11523,6 13282
	Факт
Обводнённость продукции, %	Проект	77,9 92,5	82 94,2	84,2 95,0	86 95,7	86,8 96,1
	Факт
Фонд действующих добывающих скважин	Проект	17 32	17 29	16 31	16 32	14 29
	Факт
Средний дебит нефти одной скважины, т/сут.	Проект	3,8 2	4,3 2,11	3,9 2,69	3,4 2,26	3,5 2
	Факт
Средний дебит жидкости одной скважины, т/сут.	Проект	17,4 26,7	23,9 44,31	24,4 54	24,3 52,47	26,6 50,9
	Факт
Годовая закачка воды, тыс.мі	Проект	78,75 93,4	78,54 93,4	78,54 93,4	78,75 93,4	78,54 93,4
	Факт
Накопленная закачка воды, тыс.мі	Проект	627,3 673,2	706,1 830,6	784,6 927,3	863,1 1024	941,7 1120,7
	Факт
Фонд нагнетательных скважин на конец года, шт	Проект	2 2	2 2	2 1	2 1	2 1
	факт

Расхождения между фактом и проектными показателями наблюдаются по отборам нефти, жидкости, фонду добывающих скважин.

Основная причина несоответствия заключается в том, что фактический фонд добывающих скважин выше проектного на 53%, потому что по проекту предусмотрен вывод в 2007 году из эксплуатации обводненных скважин(15 скважин), а также в 2010 году из контрольного фонда введены 3 скважины вследствие применения ВГВ. В 2009 г по некоторым скважинам проведена оптимизация за счет чего увеличились отборы жидкости.

Изложенное свидетельствует о более высоких добывных возможностях залежи по сравнению с принятыми проектными показателями разработки месторождения на перспективу.

2.5 Анализ проведенных мероприятий

Начиная с 1980г., в ряде скважин проводились работы по ограничению водопритоков: установка цементных мостов, обработка суспензией по методике СевКавНИПИнефть, раствором гипана, бентонитовой и цементно-бентонитовой суспензией по методике ВолгоградНИПИнефть. Всего было проведено 40 скважино-операций. Технологический эффект от применения водоизоляционных методов был отмечен лишь в 15 случаях (37,5%). Из них одна обработка цементно-бентонитовой суспензией из 7 и 14 скважино-операций по установке цементных мостов из 27. Низкая эффективность изоляционных работ объясняется недостаточной их отработанностью в условиях Котовского месторождения, в частности, не всегда учитывались особенности строения пласта-коллектора, а также характер поступления воды в скважины.

В 1988г был обустроен и введен в действие опытный элемент по закачке меченной тритием пластовой воды в скв.19 с целью изменения и прослеживания фильтрационных потоков по площади в горизонтальном и вертикальном направлениях и увеличения коэффициента охвата вытеснением. Отбор жидкости производился из скв. 53, 83, 82 и 84. За почти полугодовой период работы элемента видимого эффекта по приросту добычи нефти и увеличению нефтеизвлечения пласта не получено: добыча нефти снизилась в 2,3 раза, обводненность продукции находилась на уровне 95-97%.

Всего за период с апреля 1988г. по октябрь 1989г было закачано 66,8тыс.мі воды при средней приемистости скважины 150мі/сут.

Для оценки технологической эффективности закачки воды в пласт проанализирована работа добывающих скв.20,31,53,82,83 и 84, расположенных на расстоянии 250-650м от скв.19. Технологический эффект по рассмотренным скважинам оказался неоднозначен. По скв.20,53,82,83 дополнительной добычи нефти не получено.

По скв.31 и 84 отмечено небольшое увеличение фактических величин накопленной добычи нефти по сравнению с расчетными значениями. Нагнетание воды в скв.19 осуществлялось в верхнюю часть пласта (интервал -2412,6-2423,6м), что обусловило низкую эффективность вытеснения нефти в направлении к скв. 20,53,82 и 83, в которых кровля рифа вскрыта ниже отметки -2412,6м.

В связи с незначительным приростом добычи, закачка воды в скважину была прекращена, а скв. 19 - ликвидирована.

В 2000-2012гг. на месторождении проводились мероприятия по интенсификации притока: гидроимпульсное воздействие на призабойную зону пласта, газодинамический разрыв пласта, изоляция водопритока в скважинах.

В результате проведенных мероприятий по залежи евлановско-ливенского горизонта достигнута значительная выработка извлекаемых запасов нефти (94,5%), текущее нефтеизвлечение равно 0,5.

2.6 Анализ системы заводнения

С целью повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет смены скорости и направления фильтрационных потоков с 2000г. осуществляется закачка сточной пластовой воды в залежь в скв. 86, с 2001г.- в скв. 108. Закачку воды в скважинах осуществляют непосредственно в пласт, интервал закачки скв. 86 - 2570-2610 (абс.отм. минус 2386,5-2426,5м); скв 108 - 2512-2568м (абс.отм. минус 2372,5-2428,5м). Начальный водонефтяной контакт находился на абс. отм. минус 2466м. В 2003-2008гг. годовой объём закачиваемой в пласт воды составлял 88 тыс мі, а накопленный объем с начала закачки на 01.01.2009г. - 637,2 тыс.мі.

Следует отметить, что скв. 94, 102, 103, 104, 114, 121, расположенные вокруг нагнетательной скв. 108, прекратили работу задолго до введения скв. 108 под нагнетание. Из скважин добывающего фонда, расположенных около скв. 108, в следующем году после начала закачки воды в скв. 98 добыча нефти увеличилась с 16 до 212 т/мес.; в скв. 120 - с 1480 до 1898 т/мес; в скв.39 - с 87 до 202 т/мес; в скв. 97 добыча нефти осталась на прежнем уровне. Но в целом по залежи закачка воды в залежь позволила стабилизировать добычу нефти в 2000-2008гг. на уровне 20-26 тыс. В 2010 году в скважину 108 начали закачивать водогазовую смесь.

2.7 Расчет выработки запасов нефти из пластов

По залежи южного купола евлановско-ливенского горизонта по состоянию на 01.01.13 г. практически все добывающие скважины обводнены. Детальное изучение Котовского рифа, проведенное в 80-х годах, позволило сделать выводы, что южная часть тела Котовского рифа имеет отчетливо неоднородное строение по вертикали, где пористо-проницаемые прослои разделены относительно плотными, но интенсивно развитая вертикальная трещиноватость связывает отдельные проницаемые пачки в единую гидродинамическую систему. Как следствие, залежь обводняется снизу вверх, что также было подтверждено исследованиями, проводимыми в это же время.

Наличие вертикальной трещиноватости определило активное перемещение флюидов, в том числе пластовых вод. Благодаря этому произошло быстрое появление воды в скважинах. Явление обводнения эксплуатационных скважин присуще залежи в течение всего периода разработки. Какой-либо закономерности между суммарными отборами безводной нефти от степени вскрытия нефтенасыщенной толщины, расстояния от забоя скважины до ВНК не выявлено.

Разработка евлановско-ливенской залежи осуществлялась на естественном водонапорном режиме до 2000 г. За этот период не выявлено значительного падения пластового давления, т.е. в этот период добыча осуществлялась за счет поступления в пласт подстилающей подошвенной воды. Этот режим характеризовался как активно водонапорный. В 2000 г. начата закачка воды в залежь, с целью изменения фильтрационных потоков. Существенного роста давления и обводненности продукции за период закачки в залежь воды не отмечено.

Положение текущего водонефтяного контакта и переднего контура текущего ВНК для залежи на дату анализа устанавливали косвенным методом по степени обводненности скважин /5а/. Обводненную толщину пласта в скважине определяли по формуле:

h_зав = f_вН / (К_вм_о(1-f_в)+ f_в), (3.1)

где: Н - эффективная толщина пласта, вскрытая перфорацией, м;

h_{зав -} заводненная часть эффективной толщины пласта, вскрытой перфорацией, м;

м_о = м_н/м_в

м_о - соотношение вязкостей нефти и воды;

f_в - доля воды в добыче жидкости в пластовых условиях;

К_{в -} относительная фазовая проницаемость для воды в промытой части пласта.

Вязкости нефти и воды для евлановско-ливенского горизонта равны 0,55 мПа*с и 0,67 мПа^*с соответственно. Опыт определения величины обводненной части залежи с терригенным и карбонатными пластами показал, что К_в можно принимать равным 0,6.

Отметка текущего положения ВНК определеянется по формуле:

Т_внк = Т_нд - h_зав, (3. 2)

где: Т_внк - абсолютная отметка текущего положения ВНК;

Т_нд - абсолютная отметка нижней дыры фильтра.

Точки, соответствующие текущим разделам, на профилях, построенных по линии тока жидкости, соединялись кривой, образовывавшей на профиле след плоскости раздела. Пересечение ее с кровлей пласта определяло текущее местоположение точек передних контуров на геологическом профиле. Перенесенные на карты, они образовывали текущие контуры начальной нефтенасыщенности пласта.

В настоящее время остаточные нефтенасыщенные толщины отмечены в прикровельной зоне, в приподнятых частях блоков и распределены по площади неравномерно. В основном они приурочены к продольной оси рифа, наибольшие значения толщин при расчетах получены в скв.30, 117, 96. На ряде скважин залежи в течение 2005 - 2006 гг. были проведены работы по ограничению водопритока. В некоторых скважинах это существенно снизило процент воды в добываемой продукции, и как следствие, отмечено увеличение расчетного значения толщин по сравнению с 2005 годом.

Характер выработки запасов определяется сложным тектоническим строением залежи, разбитой дизъюнктивными нарушениями на отдельные гидродинамически связанные блоки. Внешний контур нефтеносности переместился внутрь залежи по всему периметру, раздробленность биогерма способствовала различной величине подъема контактов и смещения контура нефтеносности. Поэтому по состоянию на 01.01.13 залежь представляет собой 15 обособленных водоплавающих участков, причем на 11 из них работает по одной скважине.

По карте остаточных нефтенасыщенных толщин подсчитаны остаточные геологические запасы нефти, которые по пласту в целом составили 314 тыс.т.

Объем залежи в обводненной зоне равен V_обв=225598 тыс.мі, поровый объем в этой же зоне

V_{пор обв} = V_обв^. m = 225598 * 10³ * 0,107 = 24139 тыс.мі,

а начальные геологические запасы нефти в обводненном объеме Q_{геол обв} = 10623 тыс.т.

Коэффициент нефтеизвлечения в обводненном объеме (К_{извл.обв}) равен:

К_{извл.обв}= Q_нн/ Q_{геол обв} = 5794,2/10623^. = 0,500 (3.3)

Таким образом, если в процессе дальнейшей разработки данного месторождения залежь будет полностью обводнена, при ожидаемом конечном коэффициенте нефтеизвлечения 0,500 (вместо утвержденного 0,487), начальные извлекаемые запасы нефти составят:

Q_извл = Q_геол^. К_извл =10995*0,5=5757 тыс.т (вместо 5354 тыс.т),

а остаточные извлекаемые запасы 314 тыс.т (вместо 191,2 тыс.т).

Выводы к разделу 2

За весь период разработки залежи в эксплуатации перебывало 75 скважин, плотность сетки скважин составляет 8 га/скв. С целью повышения полноты нефтеизвлечения из рифогенного коллектора производится закачка воды в залежь в объеме, обеспечиваемом промысловой установкой предварительного сброса воды из добываемой жидкости.

Среднее пластовое давление, приведенное к ВНК, за 32 лет эксплуатации евлановско-ливенского горизонта снизилось на 2,85 МПа и на 01.01.2008г. оно составляет 24.80МПа.

Максимальный уровень отбора нефти -539.5 тыс.т был достигнут в 1985году при накопленной добыче нефти 3364 тыс.т, что составило почти 63% от извлекаемых запасов нефти. В этот период был пробурен основной фонд добывающих скважин и достигнуты самые высокие темпы отбора - более 10% от начальных извлекаемых запасов.

За весь период разработки залежи отобрано 5665 тыс.т нефти, причем фонтанным способом отобрано 5118,1 тыс.т или 90,4% от общей добычи нефти. Достигнутый уровень отборов нефти фонтанным способом в основном связан с применением на большинстве скважин евлановско-ливенского горизонта конструкций с открытым забоем и вскрытием верхней прикровельной части рифа. За счет этого были обеспечены высокие коэффициенты продуктивности (500-2000 т/сут/МПа), позволившие длительное время эксплуатировать скважины с низкими депрессиями на пласт, не превышающими 0.4МПа, что способствовало продлению сроков фонтанирования при высокой обводненности продукции. В эксплуатацию мехспособом скважины вступали, как правило, уже высокообводненными, периода постепенного роста обводненности не наблюдалось. В фонтанирующих скважинах при появлении воды проводились работы по ограничению ее притока.

С целью повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения за счет смены скорости и направления фильтрационных потоков с 2000г. осуществляется закачка сточной пластовой воды в залежь в скв. 86, с 2001г.- в скв. 108.

В массивных нефтяных залежах с большим этажом нефтеносности (более 100-120м), характеризующихся высокой неоднородностью каверново-порово-трещинного коллектора, сильно проявляется гравитационный эффект, то его целесообразно учитывать и максимально использовать для продления работы отдельных скважин, расположенных в наиболее приподнятых участках рифа. В связи с этим в качестве первоочередного геолого-технического мероприятия предлагается в 2007-2008г.г. провести опытные работы по созданию в этих скважинах каверн-накопителей.

Одним из возможных способов продления периода работы скважин евлановско-ливенского горизонта как в режиме стабильного, так и нестабильного (периодического) фонтанирования является проведение в них работ по увеличению коэффициента продуктивности (интенсификация притока нефти), особенно по скв.70,117,126.

При выборе скважин для того или иного способа воздействия следует учитывать как продуктивные характеристики, так и текущую степень вскрытия пласта по каждой скважине. В настоящее время работающие толщины по скважинам варьируют от 1.5 до 38м, в среднем составляя 14.4м. Лишь в скв.96 - 124 м. Из 37 скважин в 20 скважинах вскрытая толщина не превышает 15м. Успешными можно ожидать мероприятия по тем скважинам, у которых резерв в работающей толщине составляет не менее 5-10м. Целью геолого-технических мероприятий на евлановско-ливенском горизонте Котовского месторождения, как отмечено выше, является продление сроков фонтанирования добывающих скважин. Поэтому ниже рассмотрены некоторые из них, позволяющие решать эту задачу.

3. Техническая часть

3.1 Анализ работы фонда скважин

За весь период разработки залежи южного купола в эксплуатации перебывало 75 скважин, плотность сетки скважин составляет 8 га/скв.

По состоянию на 01.01.2008г. действующий добывающий фонд составляет 32 единиц. Из них 10 скважин фонтанные, 11 скважин оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) типа ЭЦНМ-5-(50-125)- 1200 и ЭЦН 5-20-1800. Глубина спуска насосов 714-1110м. На 11 скважинах установлены штанговые глубинные насосы (ШГН) типа 7СК-8 НН 2Б-44; 7СК-8 НВ 1Б-(32-44); ПШГН 8-3-5500 НН 2Б-44 и ПШГН 8-3-5500 НН 1Б-(32-44). Глубина спуска насосов 600-1392м. Данные по фонду скважин представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1 Характеристики фонда скважин евлановско-ливенского горизонта

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено	84
	Переведены на др.горизонты, в др кат.	18
	Возвращено с других горизонтов
	Передано под нагнетание	3
	Всего	62
	В том числе:
	Действующие	32
	из них фонтанные	10
	УЭЦН	11
	ШСНУ	11
	бескомпрессорный газлифт	0
	внутрискважинный газлифт	0
	Бездействующие	0
	В освоении после бурения	0
	В консервации	27
	Переведены под закачку	3
	Ликвидированные
	Контрольные
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено
	Возвращено с других горизонтов
	Переведены из добывающих	3
	Всего	2
	В том числе:	2
	Под закачкой
	Бездействующие
	В освоении после бурения
	В консервации
	В отработке на нефть
	Переведены в добывающие
	Ликвидированные	1

В соответствии с технологической схемой разработки месторождения конструкция забоев добывающих скважин принята открытой с углублением в тело рифа (продуктивную толщу) до 20% при нефтенасыщенной толщине до 40 м и до 60% при 40-90 м.

К началу 2009 года на южном куполе евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения находилось в эксплуатации 32 скважин. Из них 10 скважин являются фонтанными, работающими периодически, а остальные из-за интенсивного обводнения прекратили фонтанировать и переведены на механизированную добычу с помощью ШСНУ и УЭЦН.

Как правило, все скважины, прекратившие фонтанирование, имеют высокую обводненность продукции.

Скважины, переведенные на механизированную добычу, работают без каких-либо заметных осложнений. Эффективному применению механизированной эксплуатации способствуют высокое пластовое давление, высокая обводненность продукции скважин, незначительные отложения парафина и асфальто-смолистых веществ на подземном оборудовании.

На дату анализа 50% скважин работают с дебитами нефти менее 0.5т/сут. и обеспечивают всего 7% общей добычи. Практически все они работают в периодическом режиме. По фонтанным скважинам, работающим периодически, в режиме накопления, выноса пластовой воды на поверхность не наблюдается.

Таблица 3.1 Распределение добычи нефти по скважинам в зависимости от их дебитов на нефтяной залежи южного купола евлановско-ливенского горизонта на 01.01.2013г., в %

Добыча нефти, т	Интервал изменения дебита нефти, т/сут.
	Средний дебит т/сут	0-0.5	0.5-1	1-2	2-3	5-6	6-8
26200	2.1	50	12	11	7	9	8

Скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом, имеют обводненность продукции более 95% и оборудованы установками УЭЦН и ШСНУ.

Таблица 3.2 Распределение фонда действующих скважин по обводненности продукции на нефтяной залежи евлановско-ливенского горизонта на 01.01.2013г.

Количество действующих скважин, ед.	Средняя обводненность,%	Интервал изменения обводненности, %
		5-10	10-20	80-90	90-95	95-98	98-100
32	92,2	4	2	3	7	9	7

Доля нефти, полученная из механизированных скважин, в общем объеме добычи в 2007г. составила 33%, а доля воды - 94%.

Рис.3.1

В процессе разработки нефтяной залежи южного купола евлановско-ливенского горизонта по мере снижения уровней отборов нефти, роста обводненности продукции, фонтанные скважины, как и планировалось, переводились на механизированный способ эксплуатации УЭЦН, ШСНУ, газлифт. Началом перевода скважин на механизированный способ эксплуатации можно считать 1986 год - это почти 30% добывающего фонда скважин, а в 1988 году почти 50% скважин были переведены на механизированную добычу нефти. С этого года начинается стадия падающей добычи нефти.

3.2 Применение технологии ВГВ на евлановско-ливенском горизонте

С целью увеличения коэффициента извлечения с 15.01.2010г. на Котовском месторождении внедрено водо-газовое воздействие на залежь евлановско-ливенского горизонта.

В качестве нагнетательной скважины для закачки в пласт микродисперсной водогазовой смеси (МВГС) принята скв.108, которая ранее являлась нагнетательной.

В качестве источника газа, выбрана скважина №118, бобриковского горизонта расположенная на расстоянии 400 м от скважины №108.

3.3 Краткая характеристика скважины №108 Котовской

Скважина пробурена для эксплуатации нефтяной залежи, приуроченной к рифогенным отложениям евлановско-ливенского горизонта.

Пробуренный забой 2590м. Скважина введена в эксплуатацию 29.08.1983г. фонтанным способом со среднесуточным дебитом нефти 50т. В декабре 1988г. скважина переведена на эксплуатацию ЭЦН. К марту 1996г. скважина полностью обводнилась. Суммарная добыча нефти за период эксплуатации составила 99,230 тыс. тонн. С марта 1996г. по январь 2001г. находилась в бездействии. С 23.01.2001г. является нагнетательной на нефтяную залежь евлановско-ливенского горизонта. Суммарная закачка воды на 01.01.2010г. составила 269.020 тыс. мі

С 15.01.2010г. используется для нагнетания микродисперсной водогазовой смеси на нефтяную залежь евлановско-ливенского горизонта.

Конструкция скважины:

Эксплуатационная колонна Д-168мм. спущена на глубину 2425м.

Искусственный забой 2537м.

В интервале 2425-2537м.-открытый ствол

Забойное давление на 01.01.2010г. на скважине №108 Котовской составляло 24,666 МПа.

3.4 Краткая характеристика скважины №118 Котовской

Скважина пробурена для эксплуатации нефтяной залежи, приуроченной к рифогенным отложениям евлановско-ливенского горизонта. Пробуренный забой 2565м. Скважина введена в эксплуатацию 29.08.1983г. фонтанным способом со среднесуточным дебитом нефти 44т. К марту 1996г. продукция полностью обводнилась. Суммарная добыча нефти за период эксплуатации составила 51,696 тыс. тонн. С марта 1996г. по май 1999г. находилась в консервации. 1.06.1999г. скважина переведена на бобриковский горизонт. С 1.06.1999г. по ноябрь 2009г. находилась в контрольном фонде на бобриковский горизонт. С ноября 2009г. скважина переведена в газовый эксплуатационный фонд.

С 15.01.2010г. используется для подачи газа к ЭДУ на скв №108 Котовского месторождения.

Конструкция скважины:

Эксплуатационная колонна Д-168мм. спущена на глубину 2430м.

Искусственный забой 2383м.

Интервал перфорации 1769-1779м. бобриковский горизонт

3.5 Схема установки по приготовлению и закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси

Схема установки ВГВ представлена на рисунке 3.3

Основными узлами являются:

1. Струйно-диспергирующее устройство (СДУ)

2. Водяная насосная

- Насосы №1, 2 НБ-125Иж - 2шт.

3. Дренажная емкость ЕП;

4. Свеча для продувки газа от жидкости;

5. Узлы замера расхода газа и воды;

6. Канализационный колодец К-1.

Технологические линии

Линия № 1 - подача газа со скважины на СДУ

Линия № 2 - подача воды с СП "ГЗУ-3 Котовской" на прием насосов Н-1(Н-2)

Линия №3 - подача воды на СДУ

Линия № 4 - подача водогазовой смеси в скважину №108 Котовскую

Рис.3.3

3.6 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Технологическая схема установки включает в себя следующие процессы:

- Подача пластовой воды с СП "ГЗУ-3 Котовской" с помощью насосов на СДУ

- Подача газа с газовой шапки скважины №118 Котовской на СДУ.

- Получение МВГС со средним диаметром газовых пузырьков 10-20 мкм;

- Подача МВГС по нагнетательному трубопроводу в скважину №108 Котовскую.

Рис.3.4 Схема закачки водогазовой смеси в скважину №108

Средние значения давления (согласно "Проекту разработки Котовского месторождения", составленного ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" и принятого ЦКР в 2007 г.) на входе в СДУ: воды - 6 МПа, газа - 8 МПа, на устье скв. 108 - 3 - 3,5 МПа. Принятое максимальное давление: воды на входе в СДУ 16 МПа, газа на входе в СДУ - 10 МПа, МВГС на выходе из СДУ - 11 МПа;

- газосодержание МВГС равно 0,2 в пластовых условиях - при давлении 26 МПа;

Для осуществления технологического процесса на СДУ, подаётся вода с расходом 280-320 мі/сут. и углеводородный газ с расходом 16 тыс. мі/сут. Подача воды и газа на СДУ осуществляется непрерывно.

Для реализации процесса используются следующие технические средства и материалы:

- СДУ, включающее водоструйные смесители (ВСС), устройства кавитационно-диспергирующие противоточные (УКДП), а также, возможно, и других конструкций, устройство и КИП для определения размеров пузырьков газа в МВГС, соединительные элементы, запорные и регулирующие устройства (задвижки, вентили), обратный и предохранительный клапаны, аппаратура КИП для замеров давления и расходов воды и газа;

- нагнетательная скважина, на устье которой установлена фонтанная арматура, в скважину спущены насосно-компрессорные трубы, на устье скважины установлен лубрикатор для спуска глубинных измерительных приборов, устье скважины соединено трубопроводом с СДУ;

- трубопроводы, подсоединённые на входе в СДУ (водопровод от насосной

установки на рабочее давление до 16 МПа, газопровод от газовых скважин на рабочее давление до 10 МПа), и на выходе из СДУ - для подачи МВГС в нагнетательную скважину на рабочее давление до 11 МПа.

Для приготовления МВГС используются:

- минерализованная (подтоварная, из ГЗУ - 3) вода, давление которой перед подачей на СДУ доводится с помощью насоса до необходимого для устойчивой работы ВСС;

- углеводородный газ, отбираемый из бобриковского горизонта Котовского месторождения и подаваемый по газопроводу на СДУ. На газопроводе установлены приборы контроля давления, температуры и расхода газа.

Добывающие скважины на опытном участке в районе скв. 108 подключены к приборам учета объёма добываемой из них продукции, снабжены манометрами и отводами для отбора проб жидкости на анализ.

3.7 Анализ применения ВГВ на евлановско-ливенском горизонте

Проведя анализ по добывающему фонду Котовского месторождения до внедрения ВГВ и по итогам за три года (2010,2011,2012гг) работы можно сделать следующие выводы: Была получена дополнительная добыча нефти в размере 8754,6т.

Рис.3.5



Рис. 3.6 Реагирующие скважины на Водо-Газовое заводнение скважины

Наибольший эффект от внедрения установки ВГВ (рис.3.6) наблюдается на следующих скважинах:

- пущена в постоянную работу скважина №120 Котовская до этого находившаяся в периодическом фонде.



Рис.3.7

- период накопления на периодически работающих скважинах №95 и №113 сократился с 5-6 дней до 3-4. Рис 3.8.

Рис.3.8

- дебит скважины №98 эксплуатирующейся насосом ЭЦН-125 вырос по жидкости на 70мі/сут. по нефти на 4т/сут.



Рис.3.9

По остальным скважинам евлановско-ливенской залежи наблюдается положительная тенденция прироста объемов нефтедобычи в 2010 году, в 2011-2012 отмечается снижение прироста нефти.

Анализ скважин контрольного фонда показал за период 2010-2012гг:

- по скв.№93 Рб выросло с 13 до 47 атм. пластовое не изменилось

- по скв. №100 Рб выросло с 5,7 до 7 атм. Рпл. выросло с 24,375 МПа до 24,807МПа.

- по скв №82 Рб выросло с 10 до 42 атм. Рпл. выросло с 24,132 МПа до 24,778МПа.

- по скв №59 Рб не изменилось Рпл. выросло с 24,942 МПа до 25,855Мпа

На фоне положительной тенденции прироста объемов нефтедобычи увеличилась и обводненность скважин. Наиболее заметен рост обводненности по скважинам №39,97 Котовского месторождения. Содержание воды в продукции которых достигло практически 98%.

На 1.03.2010г. вышли из 3 скважины, находящиеся в непосредственной близости от скважины №108 Котовской скв№№ 94,103,114 получен прирост добычи нефти и дополнительный эффект от внедрения ВГВ на Котовском месторождении 378 т. Для оптимальной схемы разработки евлановско-ливенского горизонта с помощью ВГВ, интерес представляют 2 скважины 98, 39 приведении их в эксплуатацию будет получен прирост добычи нефти и дополнительный эффект от внедрения ВГВ на Котовском месторождении.

Общее объем закаченной воды и газа с начала работы ВГВ до 1.01.2013г. составил соответственно 35,3 тыс мі, 1681 тыс мі.

3.8 Описание добычи нефти

3.8.1 Область применения и принцип работы УЭЦН

Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна из-за слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществлять высокие и форсированные отборы жидкости.

Не рекомендуется применять погружные центробежные электронасосы в скважинах:

в жидкости которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса.

Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должно превышать 2% от объема перекачиваемой жидкости. Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, к. п. д., а работа насоса становится крайне неустойчивой.

Погружные центробежные электронасосы предназначены для спуска в обсадные колонны диаметром 146 мм (внутренний диаметр не менее 122 мм) и 168 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм); насосы, как и электродвигатели, имеют малые диаметры, но сильно развиты по длине.

Установка безштангового погружного центробежного электронасоса состоит из подземного и наземного оборудования.

В подземное оборудование входят погружной многоступенчатый вертикальный центробежный насос, электродвигатель специальной конструкции, протектор, специальный кабель для подачи электроэнергии к двигателю, обратный клапан и устройство для спуска жидкости из насосно-компрессорных труб во время их подъема.

К наземному оборудованию относятся кабельный барабан, направляющий ролик с пружинным амортизатором, подвесная шайба и устьевая арматура. Помимо этого имеются различные вспомогательные приспособления (подставка, хомут-элеватор, насосы для заправки жидкого и густого масла и др.).

Подземная часть установки погружного центробежного электронасоса - многоступенчатый центробежный насос, электродвигатель и протектор, устанавливаемый между двигателем и насосом, - для удобства спуска в скважину расположена на одном валу.

Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Электродвигатель и насос помещены в герметичные стальные кожухи. В нижней части насоса установлен сетчатый фильтр, через который из скважины на прием насоса поступает жидкость, проходит через все ступени насоса и по насосно-компрессорным трубам подается на поверхность. месторождение нефть скважина пласт

Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены фланцами. Собранный агрегат спускают в скважину на насосных трубах, причем параллельно с последними в скважину опускается сматываемый с барабана гибкий бронированный кабель для подвода электроэнергии к двигателю. Кабель крепят к наружной стороне труб хомутами. Сечение кабеля и его длина зависят от глубины спука, типа и конструкции насоса.

Рис. 3.1 Компоновка оборудования при эксплуатации скважин УЭЦН

Во избежание слива жидкости из труб обратно в скважину при остановке агрегата на выкиде насоса (между насосом и насосными трубами) устанавливают обратный клапан. Это также позволяет предварительно, до пуска насоса в работу, заполнять колонну насосных труб жидкостью. Находящийся в насосных трубах столб жидкости облегчает пуск насоса и предотвращает работу электродвигателя с перегрузкой.

Кроме обратного клапана, на первой трубе выше насоса под обратным клапаном устанавливают спускное устройство (сливной клапан), при помощи которого обеспечивается слив жидкости из труб в скважину перед подъемом на поверхность насосного агрегата.

3.8.2 Устройство узлов центробежного погружного электронасоса

Погружной центробежный электронасос состоит из ряда рабочих бронзовых или литых из легированного чугуна, пластмассы или капрона колес 10 и направляющих аппаратов 11, отлитых из специального легированного чугуна, монтируемых одно над другим на общем вертикальном валу 8. Направляющий аппарат и рабочее колесо составляют одну ступень насоса. Направляющие аппараты 11 во избежание проворота закреплены в корпусе насоса 13 специальной гайкой 7; рабочие колеса 10 насажены на вал 8 на шпонке 9, что предотвращает проворот их относительно вала, но они могут свободно перемещаться вдоль вала. Вал 8 поддерживается подшипниками, 6, радиально двумя верхним скользящим, и нижним 16, радиально упорным шариковым. Для уменьшения трения между колесами и направляющим аппаратом проложены текстолитовые прокладки 12. Из-за малого диаметра насоса при необходимости создания высокого напора (высота подъема жидкости) общее число ступеней насоса колеблется в пределах от 81 до 412. В корпусе насоса длиной 5,5 м может разместиться 200-260 ступеней, способных создавать напор до 800-900 м. При большем числе ступеней насосы обычно состоят из двух, а иногда и трех секций. Нижний конец вала против фильтра проходит через сальниковое уплотнение 14, являющееся ответственным узлом в насосе, состоящее из набора свинцово-графитовых колец и резиновых уплотнительных шайб, изготовляемых из специальной нефтестойкой и износостойкой резины необходимой твердости, разделенных промежуточными бронзовыми втулками.



Рис.3.2 Устройство узлов центробежного погружного электронасоса

Верхняя часть насоса имеет ловильную головку 3 с внутренней резьбой, при помощи которой он соединен с насосными трубами.

Смазка подшипников и сальника консистентная; смазывание - из верхней камеры протектора. Пространство между сальником насоса и корпусом электродвигателя заполнено смазкой, которая отделяет маловязкое масло от сальника насоса.

3.8.3 Предохранительное устройство - протектор

Устройство служит для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой из скважины жидкости. При помощи протектора обеспечиваются пополнение утечки масла в электродвигателе, смазка специальным густым маслом упорного подшипника (высокая вязкость масла снижает утечки) и создается внутри электродвигателя давление, превышающее гидростатическое давление в скважине на 0,2105 - 2105 н/мІ.

Протектор состоит из двух камер: верхней, содержащей консистентную смазку, и нижней, заполняемой трансформаторным или кабельным маслом. В обеих камерах посредством пружины 8 и поршня 9 поддерживается давление, превышающее давление погружения насоса под динамический уровень.

3.8.4 Электродвигатель

Для привода погружных центробежных насосов применяют специальные асинхронные двигатели трехфазного тока в герметичном исполнении мощностью от 10 до 100 кВт, которые при частоте тока 50 периодов в секунду развивают 2800-2850 об/мин.

В зависимости от мощности длина двигателя может колебаться от 5 до 10 м. Диаметр изготовляемых электродвигателей - 103, 119, 123 и 135 мм, что позволяет спускать их в эксплуатационные колонны с минимальным внутренним диаметром 122 и 144 мм. Электродвигатель состоит из статора и ротора. Статор, помещаемый в стальной трубе, состоит из последовательно чередующихся магнитных пакетов и немагнитных секций. Обмотка статора - общая для всех пакетов, изоляция которой выполнена из масло- и теплостойких материалов.

Ротор двигателя состоит из нескольких секций, имеющих самостоятельную обмотку. Длина секции ротора соответствует длине активной секции статора. Между роторными секциями на валу двигателя смонтированы промежуточные подшипники, расположенные в немагнитных секциях ротора.

Кожух двигателя заполняется легким трансформаторным или кабельным маслом высоких диэлектрических свойств, служащим для смазки и охлаждения ротора и статора. Убыль масла в процессе работы двигателя через неплотности пополняется из нижней камеры компенсатора.

3.8.5 Кабель

Для подачи электроэнергии к двигателю применяют круглые и плоские специальные трехжильные кабели КРБК и КРБП сечением жилы 10, 16, 25, 35 и 50 ммІ с гибкой ленточной броней. Наружный диаметр или толщина кабеля колеблется от 12,2 до 40 мм. Выбор сечения кабеля зависит от типа погружного электродвигателя, поставляемого к насосу, и от глубины спуска его в скважину.

На участке насоса и компенсатора с целью уменьшения габаритных размеров крепят плоский кабель сечением 10, 16 и 25 ммІ с гибкой ленточной броней. На поверхности кабель намотан на барабан, располагаемый на расстоянии 2,5-3 м от вышки. Сматываемый с верхней катушки барабана, кабель проходит через направляющий ролик, подвешенный для смягчения толчков на пружинный амортизатор, монтируемый на устье скважины.

3.8.6 Станция управления

Станция управления предназначена для автоматического и ручного управления установкой погружного центробежного электронасоса и для защиты электродвигателя от перегрузки и при коротких замыканиях. При помощи станции управления производятся автоматическое отключение двигателя при прекращении подачи жидкости с последующим включением автоматического запуска после прекращения подачи электроэнергии и управления по заданной программе. При помощи автотрансформатора обеспечивается подача к двигателю нужного напряжения и компенсируется падение напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя. Станция управления монтируется в специальной для этой цели будке.

3.8.7 Характеристика погружных центробежных электронасосов

Погружные центробежные электронасосы изготовляют в обычном исполнении и износоустойчивые, приспособленные для работы в условиях выноса песка в откачиваемой жидкости.

Нормальным рядом определены основные параметры погружных центробежных электронасосов: номинальные подача и напор в метрах столба откачиваемой жидкости, габаритные размеры для обсадных колонн условного диаметра 144 мм (5"), 168 мм (6") и 219 мм (8"). Нормальным рядом погружных центробежных электронасосов предусмотрены насосы 15 разных типов по производительности, а с учетом возможных напоров 105 типоразмеров.

В настоящее время для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 122 мм выпускают насосы с подачей 40, 80, 130 и 200 мі/сутки; для скважин с внутренним диаметром не менее 144 мм - 100, 160, 250, 350, 500 и 700 мі/сутки.

При выборе насоса заданная производительность и необходимый напор для подъема жидкости из скважины должны соответствовать его производительности и напору. При несоответствии характеристики насоса заданной добыче подачу регулируют изменением числа ступеней или созданием на устье скважины противодавления прикрытием задвижки или установкой штуцера. При регулировании подачи насоса штуцером или прикрытием задвижки дебит и напор изменяются по рабочей характеристике насоса Q = F(Н), к. п. д. насоса резко снижается и увеличивается действие осевой силы на рабочие колеса, в результате чего возрастает износ рабочих колес и направляющих аппаратов. Лучше регулировать подачу изменением числа ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливают проставки.

3.9 Обоснование способов дальнейшей эксплуатации скважин

Преобладающим способом эксплуатации скважин на Котовском месторождении был фонтанный.

Ввиду отсутствия в районе Котовского месторождения источников высоконапорного газа, бескомпрессорная газлифтная эксплуатация скважин, прекращающих фонтанирование, не может быть применена. Строительство компрессорной станции для эксплуатации столь небольшого числа сравнительно малодебитных сильно обводненных скважин представляется нерациональным. Поэтому после фонтанную эксплуатацию скважин целесообразно осуществлять с помощью одной из разновидностей насосного способа добычи.

Эффективному применению глубиннонасосной эксплуатации способствуют:

· Низкий темп падения пластового давления во времени;

· Высокая обводненность (более 80%) продукции;

· Не слишком интенсивное отложение парафина и асфальто-смолистых веществ на подземном оборудовании и промысловых коммуникациях.

Обстоятельством, осложняющим глубиннонасосную эксплуатацию, может явиться сравнительно большая величина газового фактора (более 230 мі/т), на дату анализа газовый фактор 187 мі/т.

Применение механизированного способа подъема жидкости на поверхность сопряжено с большой затратой дополнительной энергии. Кроме того, возникают также проблемы, связанные с работой системы сбора, сепарации высокообводненной продукции и утилизации добываемой воды.

Одним из путей удешевления процесса добычи нефти является продление фонтанного периода работы скважин, как наиболее рационального способа эксплуатации в условиях евлановско-ливенского горизонта Котовского месторождения.

По состоянию на 01.01.07г. из 10 фонтанных скважин, числящихся на евлановско-ливенском горизонте, лишь 7 скважин (скв.70, 71, 95, 96, 113, 117, 120) работают с дебитом нефти более 2т/сут. Суммарная добыча нефти из этих скважин, по данным за декабрь 2007 г., равна 31.77т/сут. или 62% от всей суточной добычи по объекту.

С помощью программы вертикального потока VFPi программного комплекса ECLIPSE были проведены расчеты по определению оптимальных режимов работы для каждой из перечисленных выше скважин, а также, в качестве примера, проанализированы условия фонтанирования скв.22, прекратившей фонтанирование в 1984г.