Аллагуловское месторождение введено в разработку в 1991 году и является многопластовым. Залежи относятся к различным типам. Коллекторы продуктивных отложений представлены песчаниками, алевролитами, известняками и доломитами.

По состоянию на 1.01.2010 года в целом по месторождению пласт А₄ разрабатывается 16 скважинами, из них только на пласт А₄ работают 5 скважин. По остальным 11 скважинам А₄ эксплуатируется совместно с другими объектами. Все скважины работают механизированным способом. Конструкция скважины и ее крепление обеспечивают надежность эксплуатации их длительное время, возможность проведения исследовательских работ и ремонта. Конструкция скважин месторождения состоит из направления, кондуктора, эксплуатационной колонны.

Таблица 2.2.1 - Характеристика фонда скважин Аллагуловского месторождения на 2010 год

Выбор способа эксплуатации был сделан в пользу использования ШСН. Нагнетательные скважины на месторождении не были пробурены и закачка не производилась. В ликвидации находятся 2 скважины или 11 процентов от действующего добывающего фонда. В 2010 году скважины работали с дебитами по нефти от 1 т/сутки до более 10 т/сутки. Среднесуточный дебит по жидкости в 2010 году составил 5,4 т/сутки.

Таблица 2.2.2 - Распределение добывающих скважин по дебиту нефти

Рисунок 2.2.1 - Распределение действующего фонда скважин по дебиту нефти

Основной фонд эксплуатируется в интервале дебитов до 5 т/сутки, интервал 5-10 т/сутки показал 41,2 процента от действующего фонда скважин, интервал 10 и выше - 11,8 процента.

Характеристика обводненного фонда приводится в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3 - Распределение действующего фонда скважин по обводненности

Рисунок 2.2.2 - Распределение действующего фонда скважин по обводненности

Половина действующего фонда имеет практически безводную нефть.

Распределение скважин по типам насосов приводится в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4 - Распределение скважин по типам насосов

Рис. 2.2.3 - Распределение скважин по типам насосов (ШСНУ)

Как видно из рисунка 2.2.3, предпочтение отдается вставным насосам типа 25-125-RHAM и 25-225-THM (35,3 и 23,5 процента соответственно). Насосы типа 25-175-THM и 25-175-RHAM установлены в 11,8 процента скважинах, а насос типа 25-125-THM - в 5,9 процента скважинах.

Распределение скважин по длине хода приводится в таблице 2.2.5.

Таблица 2.2.5 - Распределение скважин по длине хода полированного штока

Рисунок 2.2.4 - Распределение скважин по длине хода

Из рисунка 2.2.4 следует, что 52,9 процента скважин работают длиной хода равной от 2,5 до 3 метров, возможно, длина хода ограничена возможностями установленного на скважине привода штангового насоса. Всего 5,9 процента скважин имеют количество качаний от 3 до 3,5 метров.

Распределение скважин по количеству качаний ТПШ приводится в таблице 2.2.6.

Таблица 2.2.6 - Распределение скважин по количеству качаний ТПШ

Добыча нефти ШСНУ на месторождении, осложняется особенностями термодинамических и физико-химических свойств пластовых флюидов. А так же конструктивными особенностями скважин.

Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок ПЭД. В целом МРП скважин может снизиться в 2 раза и более. Наряду с этим снижается суточная производительность установок из-за неполного заполнения СШН и больших растягивающих нагрузок на штанги а также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН [12].

Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности в подъемнике приводят к тому, что на устье обводненных скважин уже находятся вполне устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа.

В реальных условиях эксплуатации нефтедобывающего оборудования во многих случаях образуются эмульсии, обладающие высокой устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их дальнейшей обработки, а также глубину отделения водной фазы от нефти. Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их существования до полного разделения образующих эмульсию жидкостей. В случае эмульсий, полученных из разных нефтей, их устойчивость может составлять от нескольких секунд до года и более. К причинам, обуславливающим агрегативную устойчивость нефтяных эмульсий, относят:

1) образование структурно-механического слоя эмульгаторов на межфазной границе глобул;

2) образование двойного электрического слоя на поверхности раздела в присутствии ионизированных электролитов;

3) термодинамические процессы, протекающие на поверхности глобул дисперсной фазы;

4) расклинивающее давление, возникающее при сближении глобул дисперсной фазы, покрытых адсорбционно-сольватными слоями.

Кроме того, устойчивость нефтяных эмульсий зависит от величины глобул воды (ее дисперсности), плотности и вязкости нефти, содержания в ней легких фракций углеводородов, эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии, а также от состава и свойств эмульгированной воды.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ [13]. Кроме того, к ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т.д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях, их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 процентов), концентрированные (до 74 процентов) и высококонцентрированные (свыше 74 процентов). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

В промысловых эмульсиях размер капель дисперсной водной фазы обычно составляет от 0,1 до 250 мкм. Капли более крупного размера могут существовать только в потоке вследствие быстрой седиментации в статических условиях.

Устойчивость большинства нефтяных эмульсий типа "вода в нефти" со временем возрастает. В процессе старения эмульсии на глобулах воды увеличивается слой эмульгатора и, соответственно, повышается его механическая прочность. При столкновении таких глобул не происходит их коалесценции из-за наличия прочной гидрофобной пленки. Для слияния глобул воды необходимо эту пленку разрушить и заменить ее гидрофильным слоем какого-либо ПАВ. Старение эмульсий интенсивно протекает только в начальный период после их образования, а затем заметно замедляется. Особенности старения обратной эмульсии зависят от состава и свойств нефти, пластовой воды, условий образования эмульсии (температура, интенсивность перемешивания фаз). Известно, что пластовая минерализованная вода образует с нефтью более устойчивые и быстро стареющие эмульсии, чем пресная вода.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы.

При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно - компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.

Сравнительно часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то создаются серьезные осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин.

Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 минут) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки, А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К "песочным" скважинам откосят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки - вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера.

При прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения.

Таким образом, в искривленных и наклонно направленных скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее применение насоса вставного типа.

Процесс посадки запорного органа клапана в наклонной скважине условно можно разделить на два этапа.

На первом этапе шар опускается на угол между образующей и фаской седла клапана. Затем шар опускается на гнездо. Однако, если окажется, что угол наклона оси насоса выше критического, то клапан зависнет и сядет в гнездо только при появлении обратного потока жидкости, которая, увлекая запорный орган, затягивает его на посадочное место с ударом. При этом происходит скачкообразное, прерывистое движение шара, которое приводит к потере подачи.

Известно, что ствол скважины состоит из участков различной формы, для большинства которых осью является пространственная кривая. При чередовании выпуклых и вогнутых участков на некотором расстоянии между ними штанги отрываются от поверхностей труб, линия контакта становится прерывистой. В зависимости от интенсивности искривления оси скважины, жесткости штанговой колонны и ее натяжения контакт трения происходит либо между трубами и муфтами штанг, либо между трубами и телом штанг). В данных скважинах на колонну штанг и НКТ действуют большие силы трения, появляются вредные колебания в колонне штанг и колонне НКТ, увеличивается нагрузка. Увеличение нагрузки в совокупности с износом ШН в результате трения, приводит к частым обрывам.

2.4 Анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ

Рисунок 2.4.1 - Распределение отказов УШГН по причинам ремонтных работ

Исходя из рисунка 2.4.1 можно отметить, что половина отказов УШГН происходит по причине обрывов штанг.

Таблица 2.4.3 - Распределение скважин по причинам отказа ШН

Важным направлением производственной деятельности нефтепромыслов являются гидродинамические исследования скважин (ГДИ). ГДИ обеспечивают контроль за текущим состоянием разработки нефтяного месторождения, гидродинамикой скважины и состоянием глубиннонасосного оборудования (ГНО). Достоверность результатов ГДИ зависит от ряда организационных мероприятий и технического состояния исследовательского оборудования. Гидродинамические методы исследований подразделяются на четыре группы:

1) 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;

2) замеры пластового, забойного давлений, кривых восстановления давления (КВД) или уровня (КВУ);

3) потокометрические исследования по снятию профилей притока или приёмистости по пластам или стволу горизонтальных скважин;

4) специальные виды работ по изучению взаимодействия между скважинами и пластами (гидропрослушивание).

Все гидродинамические методы исследования скважин основаны на относительно небольшом количестве базовых операций - измерении давления, дебита (приемистости), обводнённости, температуры.

Замер дебита жидкости добывающих скважин. При наличии автоматизированной системы контроля (АГЗУ) и передачи информации на диспетчерские пункты - не реже одного раза в 2 дня с продолжительностью замера не менее 2 часов. В случае отсутствия автоматизированной системы контроля и передачи информации - не менее одного раза в неделю. Для малодебитных скважин (менее 5 м/сутки) время замера на АГЗУ должно составлять не менее 4 часов. При использовании индивидуальных установок, размещаемых на устье скважины (СКЖ, "АСМА", "УМИ"), необходимо проводить замеры после вывода скважины на установившийся режим.

Отбор проб жидкости для определения содержания воды в продукции скважин производится еженедельно. Допускается по скважинам с обводнённостью менее 10 процента проводить отбор проб один раз в десять дней. Наряду с плановыми измерениями обводнённости рекомендуется выполнять контрольные замеры. Определение плотности попутной воды по всем обводнённым скважинам производится один раз в квартал. Отбор проб попутной воды для проведения шестикомпонентного анализа осуществляется:

1) по всем обводнённым скважинам разрабатываемых месторождений с постоянной минерализацией воды один раз в полугодие;

2) по вновь обводняющимся скважинам - ежеквартально до установления постоянной минерализации воды.

По изменению шестикомпонентного состава попутной воды производится предварительная оценка герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин.

Замер забойного давления. Замер забойного давления (динамического уровня и затрубного давления) производится один раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважины (смены параметров). Определение положения динамического уровня в механизированных скважинах производится без стравливания давления из межтрубного пространства. Обязательным условием при замере динамического уровня является отбивка контрольного уровня через 15-30 минут. Расчет забойного давления выполняется по "Методике расчета пластового и забойного давлений в механизированных скважинах". При замере забойного давления в скважинах, оборудованных ШСНУ, глубинным манометром через межтрубное пространство, после стравливания затрубного давления делается выдержка на восстановление установившегося режима работы скважины. Величина забойного давления, приведённого к абсолютной отметке ВНК, контролируется построением карт изобар один раз в год.

Замер пластового давления. Замер пластового давления (статического уровня и затрубного давления) производится не менее двух раз в год. Состояние пластового давления на месторождениях контролируется построением карт изобар по разбуренным объектам два раза в год. Время простоя скважины на замер пластового давления определяется геологической службой каждого НГДУ, исходя из коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов, но не менее времени, за которое потери в добыче жидкости составляют 30 м³ для девонских отложений (или с вязкостью продукции менее 40 мПа^. с) и 50 м³ для карбонатных и терригенных отложений нижнего и среднего карбона (или с вязкостью продукции более 40 мПа^. с).

С целью повышения достоверности и информативности рекомендуется организовать исследования так, чтобы забойное и пластовое давления исследовались друг за другом (по методике проведения КВУ). Это позволит:

1) значительно повысить качество исследований;

2) дополнительно оценить коэффициент продуктивности;

3) уточнить расчётные значения дебитов скважин.

При исследовании пластового давления должны максимально использоваться простои по другим причинам (ОПРС, технологические или геологические ограничения, порыв нефтепровода).

Снятие КВУ. Исследования КВУ (КВД) производятся один раз в три года. При разработке малоизученных объектов рекомендуется снимать КВУ один раз в год.

Исследования скважин следует выполнять до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30, уделяя особое внимание участку кривой с наибольшим изменением давления. Чем больше количество замеров, тем качественнее получаемая информация, на основании которой рассчитываются фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины. Пластовым давлением следует считать повтор двух значений забойного давления с отличием не более 5 процентов: для низко - и среднедебитных скважин в течение 2 суток, для высокодебитных (более 50 м³/сутки) - в течение 3-4 часов.