5.3. Мероприятия по совершенствовании разработки месторождения

Анализ работы добывающего фонда показал, что применяемое для добычи нефти оборудование и установленные режимы работы скважин, как правило, соответствуют проектным рекомендациям. Тем не менее, необходимы дальнейшие действия для повышения производительности скважин.

Увеличение добычи нефти в процессе эксплуатации месторождений возможно при оптимизации режимов работы в скважинах. Производительность скважин можно увеличить за счет:

- обеспечения высокого коэффициента использования и эксплуатации скважин;

- увеличения дебита жидкости;

- согласования режима работы насосного оборудования с пластом;

- увеличения глубины спуска насосов и создания больших депрессий на пласт;

- гидроразрыв пласта;

- воздействия на призабойную зону скважин (ОПЗ, дострел и т.п.);

Объект БС₄^1(1-2)

По состоянию на 01.01.2012 года добывающий фонд на объекте БС₄^1(1-2)составил 44 скважины, все они являются действующими. В настоящее время эксплуатация скважин объекта осуществляется с использованием штанговых (11 скважин) и электроцентробежных насосов (33 скважины).

Установки оснащены насосами того же типа, что и на вышележащем объекте. В большинстве добывающих скважин спущена обсадная колонна диаметром 168 мм.

Среднее забойное давление для ШГН составляет 15.6 МПа, для ЭЦН – 14.4 МПа. Выбранные способы эксплуатации в настоящий момент соответствует дебитам жидкости. Забойное давление во всех скважинах для обоих способов эксплуатации, превышает критическое. Оборудование и режимы работы скважин, как правило,соответствуют проектным рекомендациям.

В рекомендуемых вариантах разработки для объекта БС₄^1(1-2) планируется значительно увеличить дебит жидкости с достижением среднего значения данного показателя к 2013 году до 40 т/сут. Увеличение дебита жидкости, в основном, связано с зарезкой боковых горизонтальных стволов.

Месторождение

Дальнейшая эксплуатация Ульяновского месторождения будет проводиться с использованием УШГН и УЭЦН, с существенным увеличением доли последних, в ближайшие годы. Перед принятием решения о смене насоса необходимо проведение гидродинамических исследований для оптимизации режима эксплуатации.

Оснащенность техническими средствами для эксплуатации добывающих скважин отображена в табл. 18.

Таблица 18

Технические средства для эксплуатации добывающих скважин

Наименование оборудования	Тип оборудования, предприятие-изготовитель	ГОСТ
УЭЦН
Насосные установки ЭЦН	УЭЦНМ ОАО«АЛНАС», R9 5А-135-1300	ТУ 3631-025-21945400-97
Устьевая арматура	АФКЭ 1-65x140 «СТАНКОМАШ»	ТУ-26-02-1145-93
Кабель	КПБК АО «Подольсккабель»	ТУ 16-505.129-82
НКТ	НКТ 60 ТД Синарского трубного завода	ГОСТ 633-80
УШГН
Насосы	НВ1 Б 29-44 ЭЛКАМнефтемаш	ТУ-0751343-04-97
Станки-качалки	ПШГН-8-3 ПО «Уралтрансмаш»
Устьевая арматура	АФКШ-65х140 «СТАНКОМАШ»
НКТ	НКТ 60 ТД Синарского трубного завода	ГОСТ 633-80
Штанги	ШН 16-25-20Н2М «Очерский машиностроительный завод»	ГОСТ 13877-80

Для возможности увеличения дебита скважин в водоплавающих зонах обоих объектов можно испытать технологии ТО «СургутНИПИнефть» «обратного конуса» и раздельного отбора нефти и воды, которые предупреждают развитие водяного конуса из водонасыщенной толщи пласта в нефтенасыщенную. То есть, при повышенных депрессиях на пласт исключается блокировка водой потока нефти, поступающего из пласта в ствол скважины.

Другим направлением повышения дебита скважин является внедрение технологий сохранения, восстановления и увеличения продуктивности скважин после ремонта и в процессе спуска насоса. Для сохранения продуктивности скважин при спуске насосов обязательным является установка в ствол клапанов-отсекателей, разработанных ТО «СургутНИПИнефть» и ООО «Югсон-Сервис».

Данные клапаны при глушении скважин исключает контакт жидкости глушения с продуктивным пластом в призабойной зоне, что способствует сохранению ее фильтрационно-емкостных свойств. Кроме того, клапан позволит сохранить продуктивность призабойной зоны после проведения кислотной обработки, дострела и прочих мероприятий.

Таким образом, увеличение продуктивности скважин на Ульяновском месторождении возможно за счет проведения мероприятий, ведущих к повышению дебита жидкости:

- согласование системы «пласт-скважина-насос»;

- проведение системы мероприятий по сохранению и повышению продуктивности призабойной зоны;

- смена оборудования и увеличение депрессии.