Малодебитный фонд осложнён разными факторами: высокое значение вязкости продукции, высокое обводнение, наличие большого объёма солей, АСПО, песка в воде. Большое влияние на работу данных скважин оказывает скорость восходящего потока: увеличивается вероятность отложения АСПО, песка, соли на деталях и их внутренних частях, на трубах, узлах ГНО, за счёт чего охлаждение ПЭД происходит на недостаточном уровне. По этой причине насосные оборудования малодебитных скважин быстро выходят из строя, тем самым, приводят к высокой себестоимости добычи нефти

На Ямашинском месторождении за 2012-2014 гг. провели 108 ремонтов, в том числе, 19 из них на малодебитном фонде. Основной фонд скважин вышел в ремонт в большинстве случаев из-за неисправности системы клапанов ШСН - 20,4 % или 22 шт: 8,3 % (9 ед) в 2012 году, 9,3 % (10 ед) в 2013 году и 2,8 % (3 ед) в 2014 году. Также на объекте сильно распространены утечки в НКТ - 18,5 % (20 шт), причём наибольшее количество в 2013 г - 10,2 % (11 ед). На низкодебитном фонде скважин самой распространённой причиной ремонтов является негерметичность эксплуатационной колонны, которые встречаются в 42,1 % случаях ( 8 скважин), а именно: 10,5 % (2 ед) в 2012 г и 31,6 % (2я ед) в 2013 г. С наименьшей частотой встречается отворот штанг - 5,3 % ( 1 ед) в 2012 году.

По итогам анализа работы малодебитных скважин Ямашинского месторождения установили, что основной фонд данных скважин при выходе в ремонт имел дебиты нефти 0,25-0,76 т/сут и 1,26-1,77 т/сут ( по 5 скважин каждый), с дебитами жидкости 4,5-4,9 т/сут ( 6 скважин) и обводнением 67,7-77,8 % (5 скважин). Отметим, что лишь 3 скважины из этого фонда высокообводнены. Количество скважин, которое требуется для наиболее точного анализа, составляет 73 ед. Наибольшие величины среднеквадратичного отклонения и дисперсии параметра получились при статистическом анализе по значениям обводнённости - 19,28 % и 371,74 % , соответственно. Отметим, что предельная ошибка всех расчётов не превышает 0,44 д.ед. (при статистическом анализе по дебиту нефти).

Во всех рассмотренных случаях выявлено, что до проведения ПРС в скважинах отмечается снижение максимальных нагрузок от 2,1 кН (скважина 7207) до 15,1 (скважина 7251) кН и рост минимальных от 0,8 кН (скважина 7207) до 21,4 кН (скважина 1329). После проведения ПРС во всех случаях отмечается рост максимальных и уменьшение минимальных нагрузок.

Динамометрирование скважин Ямашинского месторождения, характеризующихся низкими дебитами, позволило своевременно определить вид осложнений. По динамограммам выявлены случаи отложения АСПО (скважины 7251, 7207), выход плунжера насоса из строя (скважина 7251), обрыв штанг (скважина 7269) и отворот штанг (скважина 1329). На скважинах объекта выявлено уменьшение максимальных и увеличение минимальных нагрузок в период осложнения скважин. Контрольное снятие динамограммы после ПРС позволило выявить увеличение разницы между нагрузками, что говорит об эффективности предпринятых мероприятий.

Проведение анализа по длине хода штанг, числу качаний балансира и диаметрам насосов осложнённых малодебитных скважин Ямашинского месторождения позволило выявить, что в большинстве случаев скважины выходят в ремонт при длине хода ТПШ 3,9-4,6 метров (7 ремонтов), числе качаний балансира 2,4-3,1 качаний/мин и 3,1-3,9 качаний/мин ( по 5 ремонтов) и при диаметре насоса, равным 31,8 мм ( 7 ремонтов).

Наиболее распространённым и экономически выгодным вариантом эксплуатации таких является использование установок ШГН с небольшой производительностью. Также перевод в периодический режим откачки позволяет снизить себестоимость нефти за счёт снижения эксплуатационных и капитальных затрат. Регулирование режима откачки производится за счёт изменения диаметра насоса, длины хода штанг и числа качаний балансира.



3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет распределения давления по стволу осложненных скважин объекта. Определение оптимальной глубины спуска насоса

Для построения профилей распределений давлений по стволу и НКТ скважин применимы методики Баксендела и Поэтмана -Карпентера. В этих методиках применяются одинаковые расчётные формулы, но они различаются по принципу расчёта [31]. Рассмотрим распределение давления для скважины 1329. Согласно технологическому режиму разработки объекта, скважина работает на пашийский горизонт.

Таблица 3.1.1 - Параметры скважин Ямашинского месторождения для построения профилей давления по стволу и НКТ

Необходимые данные	2503	7269	7207	7324	7251
Горизонт разработки	Турнейский	Тульский	Тульский	Турнейский	Турнейский
Дебит жидкости, Qжст. , м3/сут	2,7	4,1	3,6	4,2	4,6
Давление на устье, Py , МПа	1,7	1,6	1,8	1,7	1,6
Пластовая температура, Tпл, К	300	300	299	300	297
Давление насыщения. Pнас ,МПа	3,1	3,1	2,9	2,9	3,0
Газовый фактор, Г, м3/м3	25,6	16,1	16,3	18,1	18,1
Глубина скважины, Lc, м	1142	1117	1119	1144	1149
Длина НКТ, Hнкт, м	1023	1021	1013	1001	1028
Диаметр труб, Dт. мм	73	73	73	73	73
Давление на забое, Pзаб.изм, МПа	7,3	4,8	5,8	5,2	6,9
Вязкость нефти пластовой, µн.пл, Па•с	0,031	0,025	0,041	0,036	0,033
Вязкость дегазированной нефти. µн.д , Па•с	0,0214	0,0256	0,0258	0,0241	0,0239
Обводненность, вв, д.ед.	0,73	0,58	0,41	0,63	0,38
Плотность дегазированной нефти , снд, кг/м3	893	896	894	893	896
Относительная плотность газа, сго, кг/м3	1,091	1,093	1,089	1,085	1,09
Массовая доля азота, ya, д.ед.	0,067	0,058	0,061	0,065	0,064
Массовая доля метана, yс1 . д.ед.	0,363	0,378	0,401	0,386	0,391
Плотность газа, ?сг , кг/м3	1,123	1,116	1,116	1,123	1,119

Методики Поэтмана-Карпентера и Баксендела подробно расписаны в приложении Г. Сначала построим профиль давления в НКТ скважины 1329 (методика Баксендела).

1. Зададимся шагом, по которому меняем давление (Г.1):

Всего шаги:

2. Температурный градиента (Г.3):

3. Температура у устья (Г.4):

4. Температура потока тогда (Г.5):



5. Величины объёмного коэффициента нефти и удельных объемов выделившихся газов определяют как(Г.6-Г.10):

Для этого необходимо равновесное давление насыщения (Г.6):

Тогда объём выделения газа (Г.7):

где:

Количество ( удельное) растворенного газа (Г.11):

Плотность (относительная) газа, выделившегося с нефти (Г.12):

где



Плотность (относительная) газа, растворённого с нефти (Г.15):

Объёмный коэффициент составил (Г.16):

где :

А плотность нефти газонасыщенной (Г.19):

Вязкость (Г.22):



Вязкость нефти после дегазации (Г.20):

Пересчитаем Vгр (м 3/т) от нормальных условий к условиям для р0 = 0,1 МПа, Тст = 285,6 К (Г.23):

Коэффициент сжимаемости газа равен(Г.24-Г.29):

где:

6. Объём ГЖС (Г.30):



7. Масса (удельная) ГЖС (Г.31):

8. Определим идеальную плотность ГЖС (Г.32):

9. Тогда значение коэффициента необратимых потерь равно (Г.33):

10. Вычислим градиенты давлений (Г.34):

11. А приведенная скорость ГЖС:

12. На основе расчётов пересчитаем заново коэффициент Рейнольдса (Г.35):



При этом коэффициент гидравлического трения составил:

А градиенты давлений: (Г.36):

Далее по данной аналогии рассчитываются остальные значения давлений и строится профиль его изменения р =f(H).

Таблица 3.1.2- Результаты расчёта изменений давлений по НКТ (методика Баксендела) для скважины 2503 Ямашинского месторождения

Давления, p, МПа	Температура, T,К	Объём выделенного газа, Vгв, м3	Объёмные коэффициенты , bн	Коэффициенты сжимаемости, z	Объёмы ГЖС, Vсм, м3	Масса ГЖС, Mсм, кг	Плотность ГЖС, ссм, кг/м3	Коэффициент потерь. ?	, Градиенты dP/dH, 103	Градиенты, dH/dP	Глубины, H,м
1,7	282,6	5,096	1,039	0,872	1,271	996,44	784	98214,4	4110,07	2433,05	0,0
2	293,0	4,208	1,049	0,85	1,208	996,44	824,9	98214,4	4675,72	2138,71	53,6
2,3	295,1	2,932	1,053	0,821	1,138	996,44	875,6	98214,4	4492,80	2225,78	137,1
2,6	296,0	1,719	1,056	0,79	1,089	996,44	915	98214,4	4364,68	2291,12	205,7
2,9	296,6	0,594	1,058	0,757	1,054	996,44	945,4	98214,4	4273,16	2340,19	274,2
3,2	297,0	-0,45	1,061	0,721	1,032	996,44	965,5	98214,4	4215,81	2372,02	342,8
6	297,1	-7,64	1,074	0,275	1,032	996,44	965,5	98214,4	4215,81	2372,02	982,7



Далее применяем методику Поэтмана-Карпентера. В методике Поэтмана-Карпентера используется эквивалентный диаметр каналов кольцевых сечений:

2. Зададимся шагом, по которому меняем давление (Г.1):

Всего шаги:

2. Температурный градиент (Г.3), при эквивалентном диаметре Dэк:

3. Температура у устья (Г.4):

Температура потока тогда (Г.5)



5. Величины объёмного коэффициента нефти и удельных объемов выделившихся газов определяют как (Г.6-Г.10):

Для этого необходимо равновесное давление насыщения (Г.6):

Тогда объём выделения газа (Г.7):

где:

Количество (удельное) растворенного газа (Г.11):

Плотность (относительная) газа, выделившегося с нефти (Г.12):

где



Плотность (относительная) газа, растворённого с нефти (Г.15):

Объёмный коэффициент составил (Г.16):

где :

А плотность нефти газонасыщенной (Г.19):

Вязкость газонасыщенной нефти (Г.22):



Вязкость нефти после дегазации (Г.20):

Пересчитаем Vгр (м 3/т) от нормальных условий к условиям для р0 = 0,1 МПа, Тст = 285,7 К (Г.23):

Коэффициент сжимаемости газа равен (Г.24-Г.29):

где:

6. Объём ГЖС (Г.30):



7. Масса (удельная) ГЖС (Г.31):

8. Определим идеальную плотность ГЖС (Г.32):

9. Тогда значение коэффициента необратимых потерь равно (Г.33):

10. Вычислим градиенты давлений (Г.34):

11. А приведенная скорость ГЖС:

12. На основе расчётов пересчитаем заново коэффициент Рейнольдса (Г.35):



При этом коэффициент гидравлического трения составил

А градиенты давлений (Г.36):

Далее по данной аналогии рассчитываются остальные значения давлений и строится профиль его изменения р =f(H).

Таблица 3.1.3- Результаты расчёта изменений давлений по стволу скважины (методика Поэтмана-Карпентера) для скважины 2503 Ямашинского месторождения

Давления, p, МПа	Температура, T,К	Объём выделенного газа, Vгв, м3	Объёмные коэффициенты , bн	Коэффициенты сжимаемости, z	Объёмы ГЖС, Vсм, м3	Масса ГЖС, Mсм, кг	Плотность ГЖС, ссм, кг/м3	Коэффициент потерь. ?	, Градиенты dP/dH, 103	Градиенты, dH/dP	Глубины, H,м
1,7	285,7	5,29	1,041	0,874	1,287	996,44	774,2	982,1	1559,85	641,09	863,0
2,7	288,3	0,998	1,051	0,764	1,059	996,44	940,9	982,1	1552,23	644,23	960,9
3,7	289,3	-2,2	1,058	0,628	1,005	996,44	991,5	982,1	1550,53	644,94	1058,7
4,7	289,9	-4,8	1,064	0,464	1,006	996,44	990,5	982,1	1550,56	644,93	1156,6
5,7	290,4	-6,9	1,068	0,273	1,029	996,44	968,4	982,1	1551,28	644,63	1254,4
6,7	290,7	-8,8	1,072	0,059	1,063	996,44	937,4	982,1	1552,36	644,18	1352,3
7,3	291,0	-9,8	1,074	-0,08	1,087	996,44	916,7	982,1	1553,13	643,86	1411,0



На рисунке 3.1.1.покажем профиль давлений по НКТ и стволу скважин

Рисунок 3.1.1 - Профили изменения давлений по стволу и НКТ скважины 2503 Ямашинского месторождения (турнейский ярус)

Определение давления на приёме насоса проведём через газовый фактор (Г.38):

Опуская перпендикуляр из оси давлений определим глубину спуска насоса, которая равна 937 метров, а на его выкиде давление составит:

Построение профилей давление проводилось по методикам Баксендела, Поэтмана -Карпентера. На основе полученных значений давлений определена оптимальная глубина для спуска насоса в скважины - 937 метров. Итоги расчёта для остальных скважин представлены в приложении Г.



Таблица 3.1.3 - Итоги определения оптимальной глубины спуска насосов малодебитных осложнённых скважин Ямашинского месторождения

	Оптимальная Н спуска насоса, м	Р на приёме насоса, МПа	Р на выкиде насоса, МПа
2503	937	2,4	5,6
1385	920,0	2,3	4,2
2503	913,0	2,41	5,30
2507	943,0	2,41	4,80
2558	933,0	2,9	5,4

Оптимальная глубина спуска насоса для скважины 2503 турнейского яруса Ямашинского месторождения равна 937 метров, а при этом давление на приёме насоса составило 2,4 МПа. У остальных скважин глубина спуска насоса также варьируется в пределах 913-943 метров и давление на приёме насоса меньше 3 МПа.

3.2 Проверочный расчет и подбор штанговой колонны для эксплуатации малодебитных скважин объекта. Расчет приведенного и предельно допускаемого напряжений цикла работы штанговой колонны по фактическим динамограммам

Для малодебитной скважины 2503 Ямашинского месторождения подберём оборудования для эксплуатации продуктивного горизонта. Для этого проведём необходимые проверочные расчёты. Исходные данные показаны в таблице 3.1.1 и получены в пункте 3.1 на основе расчётов.

1. При давлении на приёме насоса и на его выкиде дебит жидкости составит : (Д.1, Д.2, Д.3)



2 . Объём газа (растворённого) Го(р) :

Количество расходуемого газа свободного (Д.5):

Vгв(p)=[25,6-24,6]·9·300·0,73/(7,3·273)=0,98 м3/м3

Расход ГЖС (Д.6):

Qсм(р)= 5,33+0,98=6,31 м3/м3

Плотность нефти (газонасыщенной):

сн(p)=[893+1,091·24,6)]/1,0327=920 кг/м3

3. Применяя диаграмму Адонина, подбираем необходимый диаметр насоа:



Диаметр равен : Dпл = 32 мм.

4. Определим коэффициенты сепарации на приёме:

А значение «трубного» газового фактора:

м3/м3

Необходимо рассчитать расходы ГЖС и газа ( свободного) :

м3

м3

Потерянное давление в системе клапанов:.



Скорость ГЖС в отверстиях седла клапанов через число Рейнольдса (Д.11. Д.12):

хmax вс=4•6,32/(0,02)2=0,65 м/с;

хmax н=4•6,41/(0,011)2=1,97 м/с;

Reкл вс =0,65•0,02/(2•10-6)=0,58•104;

Reкл н =1,97•0,025/(2•10-6)=2,4•104.

Значения коэффициентов расходов клапанов окл по Г. Степановой равны : оклвс=0,4 д.ед.; оклн=0,4 д.ед.;

А перепады давлений системы клапанов (Д.13):

=(0,65)2•893/(2•0,42)=0,14•104 Па?0,001 МПа;

=(1,97)2•893/(2•0,42)=0,98•104 Па?0,0098 МПа.

Расчёт давления в цилиндрах ШГН (Д.14 и Д.15):

рвс ц= 2,4-0,001=2,399 МПа

рн ц=5,6 +0,0098=5,61 МПа

Объём утечек в зазорах плунжерных пар насосов :

В дальнейшем необходимо знать тип течения ГЖС. Для этого применяется число Рейнольдса:



Значение числа Рейнольдса говорит о ламинарном типе течения.

В связи с тем, что рвс ц= 2,399 МПа, =3,25 МПа, и. рвс ц< , то можно утверждать наличие свободного газа в цилиндре насоса во время всасывания.

Предварительно определяем:

bн(рвс ц)=1,0327;bж(рвс ц)=1,062;Г0(рвс ц)=24,6 м3/м3;

V'гв(рвс ц)=0,39 м3/сут;

Qж(рвс ц)=6,32 м3/cут;

Qcм(рвс ц)=6,41м3/cут;

bн(рнц)=1,315;bж(рнц)=1,4618;Г0(рнц)=24,6 м3/м3;

lут=0,1586•10-5/(2•4,93•10-4)=0,0068;

R=0,39/(6,32)=0,024;

знап11=(1-0,0068)/(1+0,024)=0,718;

Кз21=(1+0,024)/(1+0,024•1,222/5,61)-1=0,0203.

При всех вариантах расчёта принимается значение mвр=0,2.

знап21=0,969-0,04=0,965.

При рнц=5,61МПа, а =3,25 МПа, т.е. рнц>, определяем :



знап51=0,718-0,029=0,689.

Интервал, по которому варьируется коэффициент наполнения : 0,689?знап?0,718.

Примем среднее значение коэффициента при этом относительное отклонение составит

^.

5. Тогда коэффициенты усадки нефти зрг, равны(Д.22):

6. Пересчёт необходимой подачи насоса, скорости откачки жидкостей (Д.23 и Д.24):

Примем приближённо : Sпл=1,7 м, и N=0,095/1,7=0,055 кач/с или жеn=N•60=3,4 кач/мин.

7. Подберём колонну штанг для скважины.

Методика АзНИПИнефть разработана для подбора штанговой колонны. При Lн=1142 м и Dпл=32мм , выберем колонну штанг из двух ступеней из стали 15 НМ, диаметры и их отношения длин равны dшт1=19мм, dшт11=16мм, l1:l2=39:61. Максимальная глубина спуска насоса 2060 метров.

Результаты выбора оборудований по скважинам Ямашинского месторождения показаны ниже.

Таблица 3.2.1 - Результаты выбора ГНО для скважин Ямашинского месторождения

Скважины	Диаметр насоса, мм	Диаметр НКТ, мм	Диаметр колонны штанг	Тип насоса	Глубина спуска насоса,м	Длина хода ТПШ, м	Число качаний балансира, качаний/минуту	Тип станка-качалки
2503	Факт	44,5	73	16	16	RHAM	937	2,5	3,3	СК 8 -3,5 -4000
	Расчёт	32	73	19	16	RHAM	944	1,7	3,4	СК 8 -3,5 -4000
7207	Факт	44,5	73	19	16	ТНМ	940	0,9	5	СК6-2,1-2500
	Расчёт	32	73	19	16	RHAM	920	2,1	2,2	СК6-2,1-2500
7269	Факт	44,5	73	19	16	ТНМ	968	1,2	4,8	6СК6-2,1-2500
	Расчёт	32	73	19	16	RHAM	913	3,6	1,4	СК 8 -3,5 -4000
7324	Факт	44,5	73	19	16	RHAM	944	1,2	5,5	СК6-2,1-2500
	Расчёт	32	73	19	16	RHAM	943	3,5	1,5	СК 8 -3,5 -4000
7251	Факт	44,5	73	19	16	ТНМ	965	1,8	3,1	СК5-3-2500
	Расчёт	32	73	19	16	RHAM	933	2,1	2,3	СК6-2,1-2500

Проведение расчётов по представленным выше методикам позволяет подобрать ГНО и колонну с оптимальными параметрами эксплуатации. На примере скважины 2503 Ямашинского месторождения расчётные данные оказались отличными от практических. К примеру, глубина спуска насоса выше на 7 метров. Также различается режим работы ШГН , а именно длины хода ТПШ и частота качаний балансира: расчетные данные оказались меньше, чем практические, чем и объясняются различия в типах станков качалок.

8. Расчеты значений потерь длин хода плунжера, полированного штока

Значение частоты вращения кривошипа , параметра подобия (Д.25, Д.26) :

В связи с тем, что коэффициент 0,3-0,4 , то скважина эксплуатируется в статическом режиме.

1) Определим коэффициенты деформации труб и штанг:

2) При статическом режиме значение длины хода плужера (Д.30):

S = 1,7+0,438=2,144;

л =0,438+0,067=0,51м;

3) Оценим погрешность выбора штанговых колонн (Д.31) :

S = 2,144·cos0,24=2,09

Расхождение расчётов не превышает 5%.

4) Расчёт по формуле Вирновского:



S = 2,144·

Погрешность проведённого расчёта не больше 1%.

9. Определение нагрузок, воздействующих на колонну .

Статические нагрузки (Д.33-Д.37):

Формулы А.С.Вирновского для расчёта динамических нагрузок (вибрационных, инерционных).

Для хода вверх (Д.38-Д.41):

где

Поправочные коэффициенты по таблице : Кдинв=0,89 и Кдинн=0,84. По поправочным коэффииентам пересчитаем динамические нагрузки (инерционные, вибрационные) (Д.42-Д.43):

Рассчитаем нагрузки (максимальные, минимальные).

По А.С.Вирновскому (Д.44 - Д.45):

Упрощенные формулы для подсчёта максимальных нагрузок.

По методу М.И. Муравьева:

По И.А. Чарному:

Формула расчёта Д.С.Слоннеджера:



Рассчитаем по упрощённым формулам.

По методике К.И.Милса (Д.49) :

Формула расчёта Де.Джонсона (Д.50) :

10. Далее расчёт сил сопротивления:

Значения сил трений штанг рассчитаем по формулам А.Х. Шарипова, А.А. Песлякова,:

Опредление для гладкой трубы с заглушением внизу (Д.53-Д.56) :



Расчёт силы трения плунжера об цилиндр насоса:

Степень гидравлического сопротивления

Подведем расчёт экстремальных нагрузок для точки подвеса штанг при учете сил сопротивления (Д.97-Д.98):

После расчётов необходимо провести сравнение динамических нагрузок с силами трения колонны.

Для хода вверх Рдин в=3,44> Ртр гв =0,35; то:

Pmax=23,7+4,03+0,35+3,44=31,5кН;

Для хода вниз Рдин н=3,25> Ртр гв =0,35, то:

Pmin=23,7-0,35-3,25=20,1кН;

11. Определение напряжений колонн штанг. Для определения напряжений воспользуемся данными практических динамограмм [31].



Таблица 3.2.2 - Данные о нагрузках на колонну штанг малодебитных скважин Ямашинского месторождения до и после ПРС по динамограммам

Нагрузки	Ед. измерения	Значения
		7207	7269	2503	7324	7251
P max до ПРС	кН	32,3	30,8	33,3	32,0	29,9
P min до ПРС	кН	18,7	27,8	23,1	3,1	24,1
P max после ПРС	кН	35,2	35,7	43,3	22,1	37,9
P min после ПРС	кН	14,3	13,6	5,6	8,6	6,8

Вычислим для начала площадь сечения штанг :

Максимально возможное напряжение:

Минимально возможное напряжение:

Амплитудные, средние напряжения

Приведённые напряжения цикла , (Д.64-Д.65):

По И. А. Одингу



По П. Марковцу

По полученному значению упрО=94,8 МПа можно применять как основу штанг материал из углеродистой стали с предельно возможным приведенным напряжением 122,5МПа.

Таблица 3.2.3 - Итоги расчёта напряжений штанг по скважинам Ямашинского месторождения до и после ПРС

Напряжения	Скважина 7207	Скважина 7269	Скважина 2503	Скважина 7324	Скважина 7251
уmax, МПа	до	85,0	81,1	87,6	84,2	78,7
	после	78,9	82,0	92,0	85,4	117,0
уmin, МПа	до	49,2	73,2	60,8	8,2	63,4
	после	43,6	36,1	48,7	34,0	37,1
уср, МПа	до	67,1	77,1	74,2	46,2	71,1
	после	61,3	59,1	70,4	59,7	77,0
уамп, МПа	до	17,9	3,9	13,4	38,0	7,6
	после	17,7	23,0	21,7	25,7	40,0

По итогам проведения расчётов напряжений штанг не выявлено чёткой тенденции уменьшения или же увеличения напряжений штанг в скважинах после ремонта. К примеру, увеличение максимальных напряжений после ПРС отмечается во всех скважинах, кроме скважины 7207. А уменьшение минимальных напряжений после ПРС отмечается во всех скважинах, кроме 7324.

Построение распределения давлений с применением известных методик - методика Баксендела и Поэтмана-Карпентера - позволяет определить давление в любой точке ствола скважины и НКТ. Также на основе построения профилей давлений можем определить оптимальную глубину спуска насосов в скважинах, давлений в насосе.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эксплуатация малодебитного фонда скважин осложняется различными факторами: отложения АСПО, обрывы, отвороты штанг, коррозия ГНО, негерметичности НКТ, износ узлов насоса и т.д. Своевременное выявление осложнений позволяет уменьшить простои скважин и свести к минимуму экономические потери. Динамометрирование скважин является одним из основных способов определения осложнений в скважинах.

Значительно большая доля механизированных скважин Ямашинского месторождения подходит под категорию малодебитные, так как дебиты не превышают 5м3/сут. С целью повышения срока работы, рентабельности эксплуатации данные скважины целесообразней переводить на периодические режимы откачки. Такой вид эксплуатации также применяют в скважинах с высокими, но долго восстанавливающимися уровнями для сокращения частот спуска (не больше 5-6 раз). Для таких условий откачки подпирают преимущественно скважины с большим диаметром ЭК и необходимо глубоким зумпфом. При переводе на данный режим значение обводнённости и возможность выноса песка не являются ограничениями, если отсутствует увеличение обводнения и количества мехпримесей после перевода в режим.

Для повышения работоспособности и МРП малодебитных скважин, уменьшения в них количества ремонтов, предлагается:

- растворы физико-химических МУН, ОПЗ не должны вызывать коррозию ГНО;

- периодически проводить динамограметрирование скважин для мониторинга состояния ГНО;

- проводить гидродинамические исследования для определения режима работы ГНО;

- подобрать наиболее оптимальный режим откачки продукции при эксплуатации станков-качалок.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мищенко, И.Т. Недоработанный нефтяной фонд России [Текст] / И.Т. Мищенко, В.С. Вербицкий, А. В. Деньгаев // НГ-Энергия, 2014.- 24 С.

2. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов [Текст] / И.Т. Мищенко // - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 583 С.

3. Огарков, Е.М. Повышение эффективности добычи нефти из низкодебитных скважин [Текст]/Е.М. Огарков, П.Н. Цылев, А.Д. Коротаев, А.М. Бурмакин // Нефтегазовое и горное дело. - 2005 - Вып.6.- С.172

4. Байков, Н.М. Состояние добычи нефти и газа из малодебитных скважин в США / Н.М. Байков // Научный журнал: Нефтяное хозяйство, 2006. - С.130

5. Лалазарян, Н.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст] / Н.В. Лалазарян// учебное пособие. - Алматы: КазНТУ, 2008 - 140 с.

6. Ивановский, В.Н. Скважинные насосные установки для добычи нефти [Текст] /В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров, В.С. Каштанов, С.С. Пекин // -- М.: Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. -- 824 с.

7. Тимашев, Э.О. Применение винтовых насосов - один из путей повышения рентабельности малодебитных скважин[Текст]/Э.О. Тимашев, В.У. Ямалиев, А.Р. Брот, Н.А. Реунов// Нефтегазовое дел - 2008. - №2 - С.47

8. Гиматудинов, Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти[Текст]/ Ш.К. Гиматудинов, Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров// - М., Недра, 1983. - 199 с.

9. Адонин, А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами [Текст]/А.Н. Адонин// - М.: Недра, 1979. - 213 с.

10. Галеев, А.С. Контроль технического состояния ШСНУ в процессе периодической эксплуатации[Текст]/А.С. Галеев, Р.И. Арсланов, П.П. Ермилов, И.А. Кузьмин// Нефтегазовое дело, 2012. - №1 - С. 25

11. Гуськова, И.А. Осложнения в нефтедобыче. Учебное пособие по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм обучения [Текст] / И.А.Гуськова, И.И. Маннанов, Д.Р. Гильманова// - Альметьевск: АГНИ, 2010. - С.87

12. Уразаков, К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин [Текст] /К.Р. Уразаков //- М.: Недра, 1993. - 169 с.

13. Гуськова, И.А. Осложнения в нефтедобыче. Учебное пособие по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для бакалавров направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения [Текст] / И.А. Гуськова, И.И. Маннанов, Д.Р. Хаярова// - Альметьевск: АГНИ, 2013. - С.91

14. Латыпов, Б.М. Техническое обеспечение устойчивости работы штанговой насосной установки в малодебитных скважинах, осложненных пескопроявлениями[Текст]/Б.М. Латыпов // Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н..: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2014. - С. 98

15. Цыкин, И.В. Увеличение продуктивности малодебитных скважин [Текст] / И.В. Цыкин //автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н..: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1999. - С.98

16. Болотов, В.В. Совершенствование технологии эксплуатации малодебитных и высокообводненных добывающих скважин механизированного фонда [Текст] /В.В. Болотов// Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н.: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009. - С. 3

17. Камильянов Р.И. Скважинный штанговый насос[Текст] / Р.И. Камильянов, З.А. Закирова// Вестник научных конференций 2015. -№ 2.- С. 69

18. Кабиров, М.М. Скважинная добыча нефти [Текст] / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров - М: - Недра, 2010. - 416 с.

19. Сергеев, В.В. Разработка комплексной технологии интенсификации добычи нефти[Текст]/В.В. Болотов// Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н..: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2016. - С. 8

20. Акульшин, А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко -- М.: Недра, 1989. -- 480 с.

21. Габдрахманов, Н.Х. Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений [Текст]/ Н.Х. Габдрахманов// автореферат диссертации на соискание уч. степени д.т.н.: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2005. - 10 с.

22. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях [Текст]/ М.Н. Персиянцев // М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 571 С.

23. Ишмурзин, А.А. Повышение эффективности добычи многокомпонентной продукции из малодебитных нефтяных скважин штанговыми насосами[Текст]/ А.А. Ишмурзин// Автореферат диссертации на соискание уч. степени д.т.н..: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2000. - С. 12

24. Зиякаев, З.Н. Повышение эффективности эксплуатации и сбора продукции малодебитных скважин[Текст]/З.Н. Зиякаев// Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н..: Татарский научно-исследовательский и проектный институт Нефтегазодобывающее управление «Бавлынефть» ОАО «Татнефть», 2002. - С.11

25. Брунман, В.Е. Методы повышения эффективности нефтедобычи низкодебитных скважин штанговыми глубинными насосами[Текст]/В.Е. Брунман, А.С. Ватаев, А.Н. Волков, А.П. Петкова//Материалы 5-й международной научно-практической конференции, 2016.- С. 612

26. Танеев, А.Р. Управление процессом добычи нефти на основе математического моделирования [Текст] / А.Р. Танеев // Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н.: Уфимский государственный авиационный технический университет, 2004. - С.11

27. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа[Текст]/Ф.С. Абдулин//-- М.: Недра, 1983. -- 183 с.

28. Тощевиков, Л.Г. Решение проблемы коррозии ГНО малодебитного фонда скважин[Текст] / Л.Г. Тощевиков, В.К. Миллер, Э.Е. Садиоков, Д.А. Назаров// Экспозиция Нефть Газ, 2015. - № 5.- С. 41

29. Зарипов, И.Р. (ст. преподаватель кафедры РиЭНГМ Егорова Ю.Л) Анализ проблем эксплуатации малодебитного фонда скважин Абдрахмановской площади НГДУ «Лениногорскнефть» [Текст]/И.Р. Зарипов, Ю.Л. Егорова// - Альметьевск: АГНИ, 2016. - С.23

30. Корабельников, М. И. Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях [Текст] / М.И. Корабельников, М.Ш. Джунисбеков //Вестник Южно-Уральского государственного университета.-2016.- №1. - С. 35

31. Данные КИС АРМИТС

32. Гуськова И.А. Осложнения в нефтедобыче. Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче» для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения [Текст] / И.А. Гуськова, Д.Р. Хаярова - Альметьевск: АГНИ, 2015. - С. 136

33. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи [Текст] /И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный - М.: Недра, 1984г. - 272с.

Размещено на Allbest.ru