Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

Таким образом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можно сделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяет текущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:

n Не смотря на значительное превышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом, до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутую систему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2: 1. Фактическое соотношение 3,5: 1.

n Только 19,2% фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Рнагнопт =14–15 МПа), при этом 28% фонда эксплуатируются при Рнагн выше 16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.

n Система очистки воды для целей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектном предельном содержании ТВЧ – 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастую превышает 100 мг/л.

Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.

5.3 Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении

В связи с углублением установок до 2200–2400 м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50–70 атм

Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9

Рис. 5.9 График параметров

На хохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005 г. ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовый фактор, маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)

1) Нд=20+Нсп – ((датР-Рзатр)*10,32 / Рн)/(1-удл / Нвд

2) Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл / Нвд)*(Нвд-Нсп-20)

По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200 м, можно точно рассчитать.

По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768

По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры

Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.

Индикаторные кривые