автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом

с л

•• ? /иК 12-33

На правах рукописи ГАБДРАХМ/Ш ОВ НУРФАЯЗ ХАБИБРАХМАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКООБВОДНЕШГОЙ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН С МАЛЫМ ДЕБИТОМ

(на примере Туйшзшгского месторо/кцешш)

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 1998

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Туймазанефть» и Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти - Башннпинефть.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие -

доктор технических наук, профессор Уразакоп К.Р.

доктор технических наук, профессор Антипин Ю.В. кандидат технических наук, старший научный сотрудник Валншнн Ю. Г.

Татнншшсфп»

Защита состоится « ]6 » декабря 1998 г. в .16 часов на заседании диссертационного Совета К 104.01.01 при Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти -филиале АНК «Башнефть» по адресу: 450077, г. Уфа. ул. Ленина, 86.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башнпии-нефть

Автореферат разослан « » ноября 1998 г.

Ученый секретарь

диссертационного Совета К 104.01.01., кандидат химических наук, старший

научный сотрудник Д-^- Хисасва

Введение

Вступление ряда крупнейших нефтяных месторождении России в заключительную стадию разработки с использованием системы поддержания пластового давления закачкой воды неизбежно привело к необходимости отбирать жидкость из скважин с высокой (до 98...99 %) обводненностью.

К числу таких относится старейшее в стране Туймазинское нефтяное месторождение, на котором обводненность извлекаемой жидкости из девонских и каменноугольных отложении на современном этапе составляет в среднем 92 %. Около 40 % глубиннонасосного фонда скважин при этом эксплуатируется в интервале обводненности 75... 100%.

Дефицит углеводородной фазы в откачиваемой жидкости приводит к повышенному износу трущихся пар подземного оборудования и необходимости частой смены насосов.

Истощение пластовой энергии на поздней стадии разработки месторождения и высокая выработка запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «мало-дебитных» с производительностью установок до 1.. .5 м3/сут.

Эксплуатация малодсбитного фонда при высокой обводненности отличается низкими значениями межремонтного периода (МРП) работы и повышенной себестоимостью нефти.

Последнее связано со значительными затратами на эксплз'атациго наземного оборудования при малых отборах нефти из скважины.

К числу факторов, существенно осложняющих эксплуатацию глубинно-насосного фонда высокообводнснных скважин, относится кривизна стволов. Совокупное влияние факторов дефицита смазывающего вещества, низкого значения дебита и искривленность участков стволов приводит к частым отказам тсосного оборудования и снижению рентабельности производства.

Целью настоящей работы является создание и совершенствование технологий глубиннонасосной эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения на базе исследования работы насосов в условиях дефицита углеводород!шй фазы в жидкости и искривления ствола скважины.

Основные задачи исследований. В диссертационной работе согласно поставленной цели рассмотрены и решены следующие задачи.

1. Исследование структуры и видов отказов глубинно -насосного оборудования и причин подземного ремонта скважины на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения.

2. Анализ межремонтного периода работы скважин в зависимости от гсолого-тсхничсских параметров эксплуатации, искривления ствола и физических свойств пластовой жидкости.

3. Лабораторные исследования работы штангового насоса в условиях высокой обводненности, искривления корпуса и наличия механических примесей в откачиваемой жидкости.

4. Разработка технологий снижения износа плунжерной пары и предупреждения остаточных деформаций корпуса насосов в искривленных скважинах, а также предотвращения попадания механических примесей в зазор « плунжер-цилиндр».

5. Разработка метода увеличения эффективности эксплуатации периодически работающих скважин.

Методы решения поставленных задач

Решения поставленных задач осуществлено на базе лабораторных и преимущественно промысловых исследований и опытно-промышленных испытании новых технологий глубиннонасосной добычи высокообводнснной нефти из наклонно-направленных скважин с низким дебитом с применением методов математической статистики и вычислительной техники. Объектами исследований явились добывающие скважины Туймазинского нефтяного месторождения.

Научная новизна

1.Получены статистические зависимости межремонтного периода работы и коэффициента подачи насосов от гсолого-тсхничсских и технологических параметров эксплуатации скважин.

2. Установлены закономерности изменения утечек пластовых жидкостей через зазор плунжерной пары насоса в зависимости от обводненности и угла наклона оси насоса к вертикали. Показано существенное снижение объемов утечек жидкости в работающем насосе по сравнению с его статическим положением.

3. Установлено увеличение содержания одной из фаз пластовой жидкости в зазоре трущейся пары насоса в сравнении с се содержа-

нис.м на приеме. Увеличивается содержание той фазы, которая находится на приеме насоса в виде сплошной дисперсионной среды. При достижении обводненности нефти на приеме 92...94 % в зазоре насоса присутствует практически пластовая вода.

Основные защищаемые положения

1. Статистическая модель работы штангового насоса в наклонно-направленных скважинах с различными обводненностью и техническими параметрами откачки, позволяющая прогнозировать межремонтный период.

2. Методика повышения эффективности эксплуатации периодически работающих скважин с высокой обводненностью.

3. Способ предотвращения остаточных деформаций насоса и износа плунжерной пары в искривленных скважинах.

4. Технология и техника повышения смазывающих свойств высо-кообводненнон жидкости в скважине.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. На базе промыслового анализа эксплуатации гдубиннонасос-ных установок установлено влияние обводненности добываемой продукции, дебита и наклона ствола скважин на аварийность оборудования.

2. Разработаны технические средства для предупреждения засорения и износа штанговых насосов при спуске в скважину, а также способ предупреждения остаточных деформаций корпуса насоса в скважинах со сверхнормативной кривизной.

3. Предложена и испытана технология предупреждения износа плунжерной пары в условиях дефицита углеводородной фазы в откачиваемой жидкости подачей ингибитора коррозии, а также средство дозирования реагента на приеме насоса.

4. Разработана и внедрена в производство методика оптимизации технологического режима периодически работающих скважин, обеспечивающая максимально возможные отбор жидкости из скважины и межремонтный период ее работы.

5. РД 39-00147275-038-98 Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промыслового оборудован™ скважин (КОПС).

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на заседаниях научно-технических советов НГДУ «Туймазанефть», АНК «Башнефть» и Октябрьский филиал УГНТУ.

Публикации

По теме диссертации опубликовано И работ, в том числе IРД, 7 статей и поданы 3 заявки на выдачу патентов РФ.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка использованной литературы из 96 наименований. Работа содержит П5 страниц, в т.ч. 24 рисунка, 21 таблицу.

В первой главе описываются современное состояние разработки Туймазинского нефтяного месторождения и геолого-технические условия эксплуатации глубиннонасосного фонда скважин.

Высокая обводненность пластовой жидкости Туймазинского месторождения прежде всего явилась следствием большой доли запасов нефти в водонефтяных зонах. Так в основных объектах разработки - пластах Д1 и ДН эти доли составляли соответственно 43 и 59 %. Существенное влияние на процесс обводнения оказала и геологическая неоднородность объектов (коэффициент расчлененности 2...3, песчанистости0,68...0,88)

Верхние пачки пластов, в отличие от нижних, характеризуются резкой литологической изменчивостью, сложены глинистыми песчаниками и алевролитами. В процессе разработки обводнялись и вырабатывались в первую очередь нижние пачки пластов.

Поэтому динамика обводнения залежей месторождение характеризовалась быстрыми темпами. На конец периода отбора 70 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ) обводненность достигла 52 %, при отборе 80 % НИЗ - 79,1 %, и при отборе 90 % - 93,6 %. В настоящее время поэтому более 20 % фонда скважин эксплуатируется при обводненности свыше 90 %.

Такое состояние разработки месторождения вносит существенные осложнения при эксплуатации насосного фонда скважин. Высокая (до 98%) обводненность извлекаемой продукции явилась причиной роста отказов оборудования из-за износа трущихся пар насосов в условиях дефицита нефти в откачиваемой жидкости. Анализ структуры ремонтов в НГДУ «Туймазанефть» показал, что уже при обводненности свыше 30% увеличивается количество ремонтов скважин, связанных со сменой насосов. Значительный рост удельной частоты ремонтов имеет место при достижении обводненности про-

дукции 80 % и выше. В наклонно-направленных скважинах, при прочих равных условиях, частота ремонтов выше, чем в условно-вертикальных.

Наиболее резкое увеличение аварийности насосов наблюдается в скважинах с зенитным углом более 20° и динамическом факторе п2Б свыше 50 и/мин2 (п, Б - число качаний и длина хода полированного штока станка качалки).

Показано, что дефицит смазывающего вещества в паре «плунжер - цилиндр» может приводить к задиру с катастрофическим износом в искривлённой скважине из-за высоких прижимающих нагрузок в плунжерной паре изогнутого насоса.

Во второй главе описываются результаты анализа межремонтного периода работы глубиннонасосных скважин и влияния на него технологических факторов, включающих геолого - технические параметры эксплуатации, углы наклона ствола скважин, физические свойства жидкостей. В анализе, включающем 680 наблюдений, использовались методы адаптации и обучения, позволяющие формализовать опыт и прогнозировать процесс по ряду наблюдаемых признаков. Рассчитывалась информативность каждого признака по диагностическим компонентам. С целью исключения корреляционной связи между компонентами в анализе был также использован метод главных компонент.

В качестве функций отклика анализировались межремонтный период и коэффициент подачи насосов.

Для этих функций были получены уравнения регрессии.

МРП = -61,9 - 19,4-х, + 0,57-х2 - 13,4-х3 + 64-х, - 0,78-х5 - 29,3-х6 + 2,6-х, + 0,03-х8 - 14,2-х9 - 1,13-х,о + 0,09-хи - 74,9-х,2 + 69-х,3 + 0.03-Хн - 0,12-х,5 - 0,76-х,6 - 2,19-*хп - 0,09-х18 + 2,5-х,9 - 0,01-х20 + 28-Х21 (1)

Формула (1) имеет доверительный интервал ± 8 % с мерой надежности 0,9. Анализ показал, что с ростом дебита жидкости МРП заметно снижается вследствие увелотения нагрузок на оборудование в целом и его износа. С увеличением кривизны ствола в зоне подвески насоса МРП скважин также снижается. Причем, аналогичным образом влияет и кривизна ствола скважины в верхних участках, через которые проходит насос при спуске. Отмечается появление остаточных (неупругих) деформаций корпуса насоса при прохождении через участки со сверхнормативной кривизной.

Обводнённость также оказывает значительное влияние на МРП. К примеру, МРП высокообводнённых скважин почти на ЮОсут ниже чем безводных.

В табл.1 в качестве иллюстраций приведены интервалы изменения отдельных параметров и изменение МРП (знаки + и - означают соответственно рост и снижение)

Таблица 1

№ Параметр Предел изменения Изменение МРП, сут.

1 2 3 4 Диаметр насоса, мм Длина хода, м Дебит жидкости, м'/сут Обводнённость. % 28...32 0,9...2,5 0,7...4,9 2,7...94,6 -78 -21 -123 -104

5 Искривление в зоне подвесы! насоса, град/Юм 0... 1,85 -206

Для наглядности на рис. 1 приведен объёмный график зависимости МРП от дебита и искривления ствола в зоне подвески.

На основе анализа обширного исходного материала получена зависимость коэффициента подачи насосов от давления на приёме для НГДУ «Туймазанефть», представленная в удобной для расчётов форме (для интервала дебитов 3 ... 5 лг;/сут):

Кпод=Р„р/(0,55+2,1 -Р,,,) (2)

где: Рпр - давление на приеме насоса.

Анализ исследований в области трения металлических поверхностей в водных средах показал влияние минерализации и присутствия абразива на юное плунжерной пары. В высокоминерализованных водных средах износ трущихся поверхностей существенно меньше в сравнении с пресной водой. Присутствие механических примесей в кратное число раз увеличивает износ и задиры поверхностей.

В третьей главе описываются результаты лабораторных исследований утечек пластовых жидкостей через плунжерной пары глубинного насоса. Был спроектирован и изготовлен специальный стенд, позволяющий замерять объем утечек жидкости и ее обводненность, силы трения плунжера в цилиндре насоса и получать компьютерную динамограмлгу нагрузок на приводном штоке.

Лабораторная установка исполнена в двух модификациях:

°.2 0,4 0,5 0,8 ' и

Искривление, гр/10 и

Рис.1 Зависимость МРП от дебита жидкости и искривления ствола в зоне подвески насоса

I вариант [рис.2) конструкции лабораторного стенда позволяет решить следующие задачи:

1. определение процентного соотношения воды и нефти в жидкости. проходящей через зазор «плунжер-цилиндр».

2. определение силы трения в плунжерной паре за счет изменения давления жидкости на выкиде насоса и процентного соотношения нефти и воды перекачиваемой эмульсии во время перекачки жидкостей.

Установка состоит из модели глубинного насоса, механизма возвратно - поступательного движения и системы, обеспечивающей циркуляцию жидкости.

В качестве модели насоса 1 использован серийный вставной насос НВ1Б-32 с укороченным цилиндром, дайной хода 56 см. и числом качаний 6 мин"1. зазор в плунжерной парс на сторону составлял 0.05 м.м. Насос с помощью хомутов укреплен на под-

вижной раме 2, конструкция которой позволяет устанавливать его под различным углом наклона.

Механизм возвратно-поступательного движения состоит из электродвигателя 3, редуктора 4 и цепной передачи 5.

Для фиксирования нагрузок, возникающих в плунжерной паре при работе насоса, на полированном штоке устанавливается датчик 6, результаты показаний которого передаются на компьютер 7.

Система циркуляции состоит из напорной емкости 8, давление в которой создается за счет подачи инертного газа (азот, гелий), заключенного в баллон 9 . Емкость соединена с выкидом насоса и в процессе проведения лабораторных исследований использовалась для создания противодавления перекачиваемой жидкости.

Прием насоса оборудован гибкой линией 10 для подачи жидкости с емкости 11, в которую предварительно заливается нефтяная эмульсия.

Для количественной оценки объема утечек и процентного состава воды и нефти в цилиндре насоса просверлены четыре отверстия 12, через которые отбирались пробы жидкости.

Во время проведения опытов за определенный промежуток времени замерялся объем утечек в плунжерной паре и определялась их обводненность в зависимости от изменения давления на выкиде насоса, обводненности перекачиваемой жидкости и изменения угла наклона насоса от вертикали на 15. 45. 60 градусов.

II вариант лабораторного стенда представляет собой конструктивно измененную установку предыдущего исполнен™ и при проведении опытных работ преследовал следующие цели:

1. определение объема утечек в плунжерной паре, их обводненности и вязкости в зависимости от изменения давления, угла наклона насоса и обводненности перекачиваемой жидкости.

2. определение силы трения в плунжерной паре, исключая силы трения в сальниковом уплотнении.

Для проведения опытных работ используется аналогичный вставной насос с укороченным цилиндром, но без отверстий.

Узел всасывающего клапана демонтирован. Вместо нагнетательного клапана навернута заглушка.

Механизм возвратно-поступательного движения не претерпел никаких конструктивных изменений и остался прежним. Подвижная рама с насосом была развернута на 180 град. Прием

Рис. 2

насоса с помощью нагнетательной линии соединен с напорной емкостью, в которую предварительно заливалась нефтяная эмульсия и создавалось давление 1,0, 2,0, 3,0 МПа с помощью газового баллона. Выкид насоса оборудован пробоотборником.

Для фиксирования нагрузок, возникающих в плунжерной паре при работе насоса, на полированном штоке также установлен датчик, связанный с компьютером.

Во время экспериментов на прием работающего насоса подавались жидкости различной обводненности, производился замер подачи насоса и j-тсчек жидкости через зазор, «плунжер-цилиндр», вязкости и обводненности продукции, нагрузок на полированном штоке при различных углах наклона оси насоса от вертикали.

Экспериментами установлено увеличение объемов утечек жидкости через горизонтально расположенный насос в сравнении с вертикальным положением в среднем на 25 % из-за появления эксцентриситета между осями плунжера и цилиндра. При обводненности нефти 70 % и выше величина утечек в значительной мере возрастает. Наибольший темп роста утечек наблюдается при обводненности 96...98 %. В интервале обводненности 96... 100 % величина утечек на порядок и более превышает утечки безводной нефти. В работающем насосе утечки в сравнении со статическим положением плунжера в цилиндре существенно уменьшаются. Показано, что эти утечки в среднем на 20 % меньше величин, рассчитанных по известной формуле A.M. Пирвердяна.

Замеры сил трения в трущейся паре показали их прямую связь с вязкостью жидкости, которая в свою очередь зависит от обводненности. В области обводненности 50...70 % сила трения в три и более раза превышает эту величину в безводной нефти. Установлено, что при малой обводненности нефти на приеме насоса дисперсность эмульсий в зазоре и ее вязкость возрастают. Так при исходной обводненности 28 % вязкость эмульсии на приеме и в зазоре составили соответственно 58,7 и 140...290 мПа-с в зависимости от перепада давления на торцах плунжера. Напротив, при обводненности более 60 % происходит снижение вязкости эмульсии в зазоре. При 68 %-ном водосодержании вязкость эмульсии снижается со 136 до 4,9... 14.9 мПа-с. Это вызвано коалесценсией плотно упакованных капель высококонцентрированной эмульсии при контакте в узких щелях, соизмеримых с диаметром капель.

Экспериментами также установлено увеличение содержания одной из фаз пластовой жидкости при ее попадании в зазор трущейся пары. Увеличивается содержание той фазы, которая находится у

приема насоса в виде сплошной дисперсионной среды, {рис. 3). Из приведенного графика видно, что при достижении обводненности на приеме порядка 92... 94 % в зазор плунжерной пары будет попадать практически одна вода, и насос будет работать в условиях дефицита смазки.

В четвёртой главе описываются разработанные технологии обеспечивающие повышение эффективности эксплуатации высокооб-воднённых скважин с малым дебитом и искривлёнными участками ствола, а также результаты их внедрения на промыслах НГДУ «Туй-мазанефгь».

Промысловыми исследованиями было установлено, что основной причиной засорения штанговых насосов и их износа является попадание абразивных частиц в зазор плунжерной пары со стенок эксплуатационной колонны при спуске оборудования в скважину. В ряде случаев засорение насоса приводит к полной потере подачи при запуске установки в работу. Засорение насоса происходит через контакт торцевой кромки нижней части с поверхностью эксплуатационной колонны. В состав отложений на стенке скважин входят кварцевый песок, металлическая стружка, продукты коррозии металла и т.п.

Для предотвращения попадания механических частиц в зазор плунжерной пары автором разработана конструкция специального фильтра, выполненного в виде перфорированного цилиндра с пружинными центраторами и нижней ёмкостью. Полость последней гидравлически сообщена с затрубным пространством. Нижняя часть ёмкости имеет приёмник шлама, который выполнен в форме усечённого конуса. Этот приёмник выполняет функцию скребка при спуске насоса. Наличие пружинных центраторов не позволяет фильтру соприкасаться с эксплуатационной колонной, предупреждая тем самым перекрытие перфорационных отверстий. Объёмы узлов фильтра подбираются с таким расчётом, чтобы обеспечить сбор значительной массы пристенных осадков.

Внедрение устройств в 17 скважинах показало, что в период спуска в цилиндрической емкости набиралось от 0,2 до 10,5 кг массы отложений, в которых до 35 % по весу составляли механические частицы разнообразного происхождения (результаты внедрения по че тырем скважинам приведены в таблице 2). Экономический эффект от внедрения составил 180092 рубля. Эффект получен за счет увеличения МРП работы скважин,

Спуск штанговых насосов в искривлённые скважины сопровождается изгибом корпуса насоса, который при достижении опреде-

лённых пределов вызывает остаточную деформацию. Движение плунжера в изогнутом цилиндре в условиях недостаточной смазки и высокого контактного давления на торцах может сопровождаться катастрофическим износом поверхностей.

100_■__.

/и сх о

г*> го

С!

3 50 н

о О

о е ю О

о

Рис. 3 Зависимость обводненности нефти в зазоре плунжерной пары от обводненности откачиваемой нефти при различных углах наклон;! насоса

Разработан метод уменьшения остаточных деформаций корпуса насоса, основанный на снижении момента сопротивления при изгибе нанесением поперечных канавок на наружной поверхности цилиндра СШН.

На основе анализа упруго - деформированного состояния СШН и случаев расположения корпуса в искривлённом участке ствола показано, что распределение напряжений от изгиба по длине цилиндра качественно не зависит от положения муфты, соединяющей насос с НКТ. Это позволило рассчитать величину упругой силы и напряжения возникающие по длине корпуса насоса.

л

/

/ /

------- /'п

Обводненность нефти на приеме, % -0 град. ^ -15 град.о-45 град.

Таблица 2

Показатели работы скважин с применением устройства для защиты насоса от механических примесей.

СКВ. Пласт Тип насоса Н под, м Мах зенит угол/ глуб Нет., М Н дни., м Q жид. мЗ/сут Q нефти мЗ/сут % воды Кол-во ПРС 1997 г. Дата внедрен ня Кол-во ПРС 1998 г.

1740 Д2 НВ1Б-38 1150 2°107 750800 151 840 11 4,96 47 3 06.97 -

578 Д1 НВ1Б-32 1230 1°507 750795 203 614 3,5 2,38 20 2 05.97 -

-330 Д1 НН2Б-44 ¡060 2°157 495550 139 540 б 2,30 55 2 06.97 -

1166 Д! НВ1Б-32 1008 20°30' /750800 127 513 5 2,13 50 3 06.97 -

Исследовано изменение изгибающего момента по длине обычного цилиндра насоса и цилиндра с нанесёнными канавками. В тех случаях, когда канавки нарезаются в нижней части цилиндра то вследствие снижения изгибающей силы уменьшается момент и напряжения в верхней части цилиндра. Без нанесения канавок максимальное значение напряжений будет иметь место в верхней части цилиндра насоса.

Вследствие уменьшения поперечного сечения цилиндра, напря-ження в зоне канавок возрастут, но значения этих напряжений не будут превышать напряжений в верхних участках цилиндра. При дальнейшем увеличении охвата цилиндра выточками напряжения в крайней верхней канавке начинают превышать напряжение в верхней части цилиндра. Это уже становится пределом нанесения канавок на поверхности цилиндра насоса.

Нанесение канавок уменьшает жёсткость цилиндра. При этом разность жесткостсй цилиндра и плунжера, от которой зависит сила трения, будет также уменьшатся. Причем, чем больше угол искривления участка ствола скважины, тем существеннее будет снижаться сила трения. Таким образом, с одной стороны нанесение выточек уменьшает напряжение от изгиба при прохождении участков ствола с повышенной кривизной и предупреждает возникновение остаточной деформации, с другой - снижает силу трения в плунжерной паре.

Внедрение насосов предложенной конструкции в 12 скважинах позволило в 1996 ... 199Х г.г. в целом увеличить срок службы насосов на 35 % и при этом получить суммарный экономический эффект 58672 рубля.

Для снижения износа плунжерной пары в условиях искривления ствола и дефицита смазывающего вещества разработаны технология и технические средства дозирования антифрикционных присадок на приём насосов. В качестве присадки рекомендованы и испытаны некоторые марки ингибиторов коррозии, выпускаемых отечественной промышленностью (Нсфтехим - 3, СНПХ - 6014). Плёнкообразующая способность ингибиторов позволяет сохранять тонкий слой жидкости при высоких удельных нагрузках в трущихся поверхностях. Дозирование осуществлялось из расчёта 35 г. на тонну откачиваемой жидкости (согласно оптимальному расходу на ингибирова-ние в промысловых коллекторах) с помощью глубинного дозатора на приеме насоса, состоящего из контейнера, фильтра клапанов и поршня. Всасывающий клапан СШН представляет собой тарелку со штоком, причем последний одновременно является плунжером доза-

тора, в связи с чем каждый ход основного насоса сопровождается впрыском раствора реагента в добываемую жидкость.

Применение дозаторов в 22 скважинах позволило снизить количество ремонтов насосов и получить экономический эффект 215133 рублей. Эффективным и простым методом дозирования ингибиторов явилась также периодическая продавка в пласт раствора через за-трубное пространство скважин.

В диссертационной работе описывается методика повышения эффективности эксплуатации малодсбитных скважин с периодической откачкой, основа которой состоит в установлении предельно возможной глубины спуска насоса ¡г минимального периода откачки жидкости. Некоторое перегружение штанговой колонны и вероятность роста се аварийности компенсируется уменьшением времени работы оборудования в режиме откачки. При этом увеличение депрессии на пласт благодаря большей глубине подвески позволяет существенно увеличить отборы жидкости.

Корректировка технологических режимов периодической откачки была произведена в 31 скважине и позволила с 04.96 по 09.98 г. дополнительно добыть 5456 т. нефти, при этом получен экономический эффект 704914 рублей. Корректировка технологических режимов проводилась при помощи компьютерной программы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ структуры и видов отказов глубиннонасосного оборудования на заключительной стадии разработки месторождения показал, что при достижении обводненности продукции 80 % и более происходит значительное увеличение количества ремонтов, связанных с износом и заклиниванием плунжерных пар. В наклонно-направленных скважинах при прочих равных условиях износ поверхностей металла усиливается.

2. Peq:>cccиoнный анализ аварийности штанговых насосов с применением теории адаптации и обучения показал, что межремонтный период работы снижается с ростом дебита, кривизны ствола скважины в зоне подвески насоса, а также обводненности пластовой жидкости. Получена экспериментальная зависимость коэффициента подачи насосов от давления на приеме для Туймазинского месторождения и статистическая модель работы штанговой установки, позволяющая прогнозировать МРП в доверительном интервале ± 8 % с мерой надежности 0,9

3. Экспериментальным« исследованиями на опытной установке СШН установлены закономерности утечек жидкости через зазор плунжерной пары, показавшие их резкое увеличение в интервале обводненности нефти более 75.. .80 %. Показано, что расхождение в значениях утечек жидкости через плунжерную пару рассчитанных по формуле A.M. Пирвердяна и полученных" экспериментально, возрастает с увеличением обводненности нефти и достигает максимума при откачке пластовой воды.

4. Установлено увеличение содержания в зазоре плунжерной пары той фазы пластовой жидкости, которая представлена на приеме насоса сплошной дисперсионной средой. Это приводит к тому, что при достижении обводненности на приеме 92...94 % в зазоре трущейся пары присутствует практически одна пластовая вода и образуется острый дефицит смазывающего вещества.

5. Разработаны технические средства для уменьшения попадания твердых механических примесей в зазор плунжерной пары насоса и снижения скорости ее износа, а также метод уменьшения остаточных деформаций корпуса насоса нанесением на него наружных канавок, позволяющий благодаря появлению упругости устранять высокие контактные давления на концах плунжера и задиры поверхностей в условиях недостаточной смазки.

6. Разработаны технология и устройство для дозирования ингибиторов коррозии на прием штанговых насосов, позволяющих благодаря наличию смазывающей способности, помимо основного назначения. уменьшать износ трущейся пары насоса в условиях высокой обводненности продукции.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Габдрахманов Н.Х. Скважшшые дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин. Нефть и газ 97. Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки: межвузовский сборник научных тр. - Уфа, Из-во УГНТУ, 1997, С. 58.

2. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В. и др. Метод предотвращения остаточных деформаций насосного оборудования при спуско - подъемных операциях. // Совершенствование технологий бурения и эксплуатации нефтяных месторождений в поздний период разработки / Сб. тр. Башннпинефть. вып. 94. Уфа. С. 100 -107

3. Минликаев В.З., Уразаков K.P., Баймухамстов Т.К., Чиняев В.В.. Габдрахманов Н.Х. и др. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню. //Совершенствование технологий бурения и

эксплуатации нефтяных месторождении в поздний период разработки/ Сб. тр. Башнипинефть, вып. 94. Уфа, С. 179 - 183

4. Тимашев А.Т., Габдрахманов Н.Х. Мингулов Ш.Г., Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин, Межвузовский сборник научных трудов к 40-летию ОФ УГНТУ.- г. Октябрьский,

5. Каплан Л.С., Габдрахманов Н.Х., Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин. //Тезисы докладов на научно-технической конференции «Нефть и газ - 97»: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки, УГНТУ, Уфа, 1997Г, С.

6. Стенд для обкатки скважинных насосов / Уразаков K.P., Иконников И.И., Родников В.В., Андреев В.В., Валсев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Султанов Б.З., Жуласв В.П. Заявка на выдачу патента РФ № 97115646 от 2.09.97 г.

7. Погружной электронасос / Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Кутдусова З.Р., Уразаков Т.К., Кутдусов А.Т., Алексеев Ю.В. Заявка на выдачу патента РФ № 97107695 от 6.05.97 г.

8. Скважинный штанговый насос / Уразаков K.P., Жуласв В.П. Габдрахманов Н.Х., Ларюшкин Н.В. Заявка на выдачу' патента РФ № 97106438 от 21.04.97 г.

9. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туимазансфть». Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Мсжвуг тс мл т. сб. научных трудов, Уфа, Изд-во УГНТУ, 1996 г. с. 52-57.

10. Султанов Б.З., Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туимазансфть». Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Межвуз. темат. сб. научных трудов, Уфа, Изд-во УГНТУ, 1996 г. с. 76-82.

11. РД 39-00147275-038-98 Технология ведения работ при ликвидации отложении в скважинах оборудованных фонтанным лифтом, УЭДН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промыслового оборудован; Уфа, АНК «Башнсфть»,

Лицспшя N 0175от IQhkm1 I г. Форма! 60xlU !/lf> бумагаписчая.

Тираж 115экг Рекчамно-ш гшшитшпефти 450077 Уфа, Леюша, 86

1996г.

1998.- 16 с.

Соискатель

Габдрахманов Н.Х.

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЕ УПРАВЛЕНИЕ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» БАШКИРСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ - БАШНИПИНЕФТЬ

ГАБДРАХМАНОВ НУРФАЯЗ ХАБИБРАХМАНОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКООБВОДНЕННОЙ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН С МАЛЫМ ДЕБИТОМ.

(на примере Туймазинского месторождения)

05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор

Уразаков К.Р.

Уфа - 1998

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ 4

1. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ФОНДА СКВАЖИН НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» В ПОЗДНИЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6

1.1. Геологическое строение и современное состояние разработки Туймазинского нефтяного месторождения 6

1.2. Межремонтный период работы скважин и структура основных видов подземных ремонтов 15

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ОТКАЗЫ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ 32

2.1. Регрессионный анализ и исследование влияния технологических факторов на межремонтный период и коэффициент подачи насосов 32

2.2. Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции 48

2.3. Влияние механических примесей на работу трущейся пары плунжер-цилиндр в условиях высокой обводненности 54

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В ЗАЗОРЕ ПЛУНЖЕРНОЙ ПАРЫ 61

3.1. Описание экспериментальной установки 61

3.2. Методика проведения экспериментов 65

3.3. Анализ результатов исследований 66

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ И НИЗКИМ ДЕБИТОМ 77

4.1. Устройство для предупреждения попадания механических

примесей в насос при спуско-подъемных операциях. 77

4.2. Способ предотвращения остаточных деформаций в корпусе СШН в искривленной скважине. 84

4.3 Использование антифрикционных присадок к откачиваемой жидкости на приеме насосов. 93

4.4 Методика повышения эффективности эксплуатации ма-лодебитных скважин с периодической откачкой нефти. 99

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

103 105

Введение

Вступление ряда крупнейших нефтяных месторождений России в позднюю стадию разработки с использованием системы поддержания пластового давления закачкой воды неизбежно привело к необходимости отбирать жидкость из скважин с предельно малым (до 1...2 %) содержанием нефти /25, 32, 45, 52, 53/.

К числу таких относится Туймазинское нефтяное месторождение, на котором обводненность извлекаемой жидкости из отложений девона и нижнего карбона на современном этапе составила 92 %. Около 40 % насосного фонда при этом эксплуатируется в интервале обводненности 80.. .100% /13/.

Дефицит смазывающего вещества в насосе и колонне НКТ приводит к повышенному износу трущихся пар и необходимости частой смены н&сосов /34/.

Истощение пластовой энергии на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» с дебитом менее 3...5 м3/сут /16,49, 60, 67, 75, 76, 92/.

Эксплуатация малодебитного фонда при высокой обводненности жидкости отличается низкими значениями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Последнее связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию наземного оборудования при малых отборах нефти из скважин /3, 5, 6, 21, 22, 37, 63, 66, 89/.

К числу факторов, существенно осложняющих эксплуатацию относится кривизна стволов скважин. Совокупное влияние факторов дефицита смазывающей жидкости, ее расхода и искривления корпуса насоса в зоне защемления приводит к снижению рентабельности добычи из-за частых отказов оборудования /17, 30, 47, 88/.

Целью настоящей работы является создание и совершенствование технологий глубиннонасосной эксплуатации на поздней стадии разработки

месторождений на базе изучения работы насосов в условиях дефицита углеводородной фазы в жидкости и искривления ствола скважины. К основным задачам исследования были отнесены:

1. Изучение структуры и видов отказов и причин подземного ремонта скважины на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения.

2. Анализ межремонтного периода работы скважин в зависимости от геолого-технических параметров эксплуатации, искривления ствола и физических свойств пластовой жидкости.

3. Лабораторные исследования работы штангового насоса в условиях высокой обводненности, искривления корпуса и наличия мехприме-сей в откачиваемой жидкости.

4. Разработка технологий снижения износа плунжерной пары и Предупреждения остаточных деформаций корпуса насосов в искривленных скважинах, а также предотвращения попадания механических примесей в зазор «плунжер-цилиндр».

5. Разработка методов увеличения межремонтного периода работы периодически работающих скважин.

1. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ФОНДА СКВАЖИН НГДУ "ТУЙМАЗАНЕФТЬ" В ПОЗДНИЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Геологическое строение и опыт разработки Туймазинского нефтяного месторождения.

Туймазинское нефтяное месторождение открыто в 1937 г. по результатам геологической съемки 1933-35 гг. Первоначально были открыты залежи нефти в песчаниках бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона и в известняках кровельной части кизеловского горизонта турнейского яруса также нижнекаменноугольного возраста /13/.

Туймазинское месторождение расположено в юго-восточной части Татарского свода и приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре северо-восточного простирания. Размеры собственно Туймазинской брахи-антиклинали составляют 40 на 20 км.

Песчаный пласт Д1У залегает в нижней части старооскольского горизонта непосредственно над репером «нижний известняк». В пределах месторождения пласт имеет почти повсеместное распространение. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,5 до 17 м, преимущественно от 6 до 14 м.

Выявлена и разрабатывается одна залежь на Александровской площади. Начальный ВНК залежи принят на отметке минус 1530 м. Некртенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1,8 до 7,8 м.

Пласт Д III залегает в верхней части старооскольского горизонта под репером «средний известняк». Эффективная толщина пласта изменяется от 0 до 14 м, преимущественно от 1,4 до 6 м. В разрезе пласта выделяются два прослоя коллекторов, верхний из которых более выдержан, но толщина его не превышает 4 м, нижний - не выдержан и в большинстве скважин замещен непроницаемыми породами. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего прослоя. Коллекторские свойства продуктивных пород изменяются в

больших пределах. В пласте ДШ выявлено четыре самостоятельные залежи нефти. В активную разработку введены две залежи на Туймазинской площади. Начальный ВНК для залежей введенных в разработку принят на отметке минус 1499 и минус 1500 м. Залежи в пласте ДШ - структурно литологиче-ские.

Пласт ДП составляет основную часть муллинского горизонта и заключён между мергельно - аргиллитовой пачкой старооскольского горизонта и репером «черный известняк».

В верхней части пласта отмечается увеличение алевролитовых пород, частое замещение коллекторов глинистыми алевролитами. По этим особенностям пласт ДП делится на две пачки: верхнюю и основную.

Песчаники основной пачки в пределах залежи имеют повсеместное распространение. Их толщина изменяется от 3 до 28 м, преимуществейно от 12 до 22м. Сравнительно малые толщины коллекторов отмечаются в юго-западной залежи (блок 1). На остальной площади эффективная толщина пачки равна 16 м.

Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранкского подъя-руса. Нижняя граница его проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), а верхняя - по подошве репера «верхний известняк». Породы-коллекторы пласта Д1 представлены мономинеральными кварцевыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевритами, которые характеризуются частыми взаимными переходами и составляют один комплекс пород-коллекторов, называемый в большинстве случаев просто песчаниками. Породы-коллекторы переслаиваются и замещаются плотными глинистыми алевролитами и аргиллитами. Общая толщина пласта Д1 достигает 18,6 м.

В промысловой практике пласт Д1 делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. В верхней пачке достаточно четко выделяются два прослоя Д1а и Д1б.

Нефти девонских горизонтов схожи между собой и в пластовых уело-

-5

виях характеризуются следующими свойствами: плотность 0,803 г/см , вяз-

кость при пластовой температуре (30-40°С) и давлении насыщения в горизонте Д1 - 2,28-2,59, ДИ - 2,54-2,78 и Д1У - 3,05 мПа«с.

Давление насыщения нефти по залежи горизонта Д1 меняется в довольно широком диапазоне - от 8,4 до 9,6 МПа, на своде структуры оно имеет более высокие значения.

Пластовые воды продуктивных горизонтов представляют собой мета-морфизированные рассолы хлоркальциевого типа (табл. 1.1). Общая минерализация в нижнем карбоне достигает 250, в девоне - до 280 г/л. Соли в растворе представлены практически только хлоридами, с преобладанием хлорида натрия. Воды горизонтов Д1 и ДП практически идентичные. Содержание хлорида натрия составляет 62-65 %. Содержание попутных микрокомпонентов составляет: калия - до 1,5 г/л, йода - до 4, аммония - 160-170, бария - до до 100, стронция - 100-500 мг/л; особенно высоко содержание в дево'нской воде брома - до 1,2 г/л /13/.

Характеристика нефтяного газа приведена в табл. 1.2.

Состав газов обоих горизонтов практически одинаков - в них нет сероводорода. Газы жирные, с относительно высоким содержанием азота. Газонасыщенность до 62 м3/т. Редких газов мало, газовой шапки нет.

После открытия девонских залежей в принципиальных и предварительных схемах разработки была предусмотрена раздельная эксплуатация горизонтов Д1 и ДП. Позднее (1955-59 гг.) было установлено предполагаемое ранее гидродинамическое единство обоих горизонтов. Однако, учитывая наличие аргиллитовых пластов между песчаниками двух горизонтов на подавляющей части площади, было решено сохранить их раздельную разработку. Сложнее решался вопрос о разработке терригенного и карбонатного нижнего карбона. Реально сложилось так, что в первую очередь в разработку вводились более высокопродуктивные залежи терригенного нижнего карбона. В большинстве скважин этот объект полностью обводнился. Продуктивные отложения турнейского яруса отделены от вышележащих песчаников бобри-ковского горизонта пластом аргиллитов небольшой мощности - в отдельных

случаях до 2 м. Надежных методов изоляции вышележащих высокопродуктивных

Таблица 1.1

Свойства и ионный состав солей пластовых вод

Объекты

Показатели т ДШ дп Д1 фамен тур-ней бобри-ковский

Плотность, г/см Общая минерализация, г/л

1,19 1,19 275 285

1,19 1,19 1,18 1,17

285 285

265

253

1,17 253

Вязкость (в пластовых условиях), мПа*с 1,3 1,3 1,3 1,3 - 1,3 1,3

Газосодержание, м3/м3 Нет данных 3,25 3,25 Нет данных Нет дан ных

Содержание ионов,

мг/л:

СГ 169,0 175,0 175,0 175,0 162,0 157,0 155,5

804" 0,06 0,03 0,03 0,03 0,62 0,31 0,45

НСОз' 0,01 0,01 0,01 0,01 0,06 0,17 0,64

Са++ 27,4 26,5 26,5 26,5 13,9 12,5 13,8

мё++ 5,0 4,8 4,8 4,8 5,0 5,9 5,3

Ка+К+ 72,0 77,0 77,0 77,0 83,0 80,0 78,0

обводнившихся пластов пока нет. Поэтому проблема разработки турнейского низкодебитного объекта в таких скважинах полностью пока не решена. На Туймазинской площади проектными документами была предусмотрена совместная эксплуатация этих двух объектов с раздельной закачкой воды. Однако и такая рекомендация проблему не решает, так как опережающая выработка запасов верхнего объекта сохраняется.

Залежи фаменского оьъекта самостоятельной системы не имеют и разрабатываются за счет возврата обводнившихся скважин терригенного девона.

Определенные трудности возникли и при разработке каждого из девон-

ских пластов. Выявилось запаздывание в выработке запасов верхних (Д1а и Д1б) пластов горизонта Д1. Изоляция нижележащих пластов из-за небольшой мощности (2 м и более) аргиллитовых пластов также не всегда возможна.

Таблица 1.2

Характеристика нефтяного газа (% мол.)

Показатели Пласты

Д1У ДН и Д1 Бобриковский

Нефтяной газ

Относительная плотность - 1,0521 1,191

Ср. молекулярный вес 28,9 29,9 35,7

Содержание в газе, % мае.

Углекислоты - - 5,10

Сероводорода - - 0,70

Азота 0,7 12,3 20,70

Метана 44,3 40,4 23,62

Этана 21,2 19,2 13,13

Пропана 15,5 18,5 20,10

И-бутана 1,9 1,9 2,78

Н-бутана 4,4 4,7 8,21

И-пентана 0,7 1,0 1,67

Н-пентана 1,3 1,1 3,02

Гексанов+высшие 1,0 0,9 1,07

Опыт разработки Туймазинского месторождения показывает, что при эксплуатации подобных гигантских месторождений главной специфической особенностью является постоянная модернизация системы заводнения. В общей форме развитие этой системы на Туймазинском месторождении может быть изложено в следующем тезисе: законтурное заводнение в сочетании с внутриконтурным в форме разрезающих рядов - разукрупнение полей на более мелкие блоки самостоятельной разработки - дополнительное очаговое заводнение в центральных частях блоков - отдельные очаговые скважины на

плохо вырабатываемые пласты.

Для современного состояния разработки Туймазинского месторождения характерно высокое обводнение продукции (более 97 %), массовое отключение обводнившихся скважин (отключено около половины добывающих), резкое снижение отборов жидкости (отбор в -1993 г. составил 47 % от максимального).

Отобрано от НИЗ - 94 и НБЗ - 55,2 %. Предусмотренный коэффициент нефтеизвлечения (0,583), судя по динамике отбора жидкости, возможно не будет достигнут, но уже достигнутая нефтеотдача свидетельствует о высокой эффективности разработки месторождения.

Залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях приурочены к терригенной толще (бобриковский горизонт) и к карбонатным породам верхней части турнейского яруса (кизеловский горизонт). Залежи в терриГенном бобриковском горизонте выявлены практически на всей территории месторождения и отличаются как площадью нефтеносности, так и запасами. Залежи в турнейском ярусе по этим параметрам тоже разные, но в отличии от терригенной толщи имеется одна большая залежь, расположенная в своде структуры, а большинство мелких залежей приурочены к мелким куполовидным поднятиям, осложняющим юго-восточную часть месторождения.

До 1968 г. залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса на Туймазинской площади практически не эксплуатировали. В 1968 г. была начата закачка воды на одной из залежей. Добыча нефти стала увеличиваться, постепенно нарастал и фонд добывающих скважин в основном за счет возвратных с девона.

В 1974 г. составлена первая технологическая схема разработки, в которой предусматривался ввод в разработку наиболее продуктивных зон и бурение скважин (161 добывающей, 31 нагнетательной и 50 резервных). Воздействие на оба объекта планировалось путем площадной закачки воды по девятиточечной системе.

В рекомендуемом варианте разбуривание проектировалось по сетке

500x500 м в зонах нефтеносности обоих объектов и 700x700 м на участках, где продуктивными были только турнейские карбонатные отложения. Однако утвердили III вариант с раздельной эксплуатацией объектов.

В уточненой техсхеме (1978 г.) откорректированы объемы бурения и уровень добычи (0,43 млн. т в максимуме). Несмотря на принятое в 1974 г. решение о раздельной эксплуатации объектов, в техсхеме 1978 г. вновь рекомендуется их совмещение при раздельной закачке воды. Это решение, как показала в дальнейшем практика, себя не оправдало и в проекте 1987 г. было отменено. В настоящее время действует проект 1987 г.

Анализ динамики технологических показателей разработки основных девонских объектов свидетельствует о том, что процесс их разработки полностью соответствует общепринятой стадийности.

Первая стадия может быть выделена с 1944 по 1954 гг. (10 лет). На этой стадии шло интенсивное разбуривание проектного фонда скважин и освоение системы законтурного заводнения. К 1955 г. фонд действующих добывающих скважин составил 698 ед., нагнетательных - 59. Отбор жидкости достиг 15,3 млн. т. Как следует из этих данных, фактические показатели почти вдое превысили проектные (в первых проектных документах добыча нефти определена лишь на первые 5 лет). Этот период времени можно выделить как стадию освоения месторождения.

Вторая (основная ) стадия охватывает время с 1955 по 1967 гг. (12 лет). На этой стадии выделяется два этапа.

Первый этап (1955-62 гг.) характеризуется постепенным увеличением отбора жидкости (до 19,6 млн. м3) при незначительном росте добычи нефти (12,0 млн. т). Обводненность продукции к концу этапа была сравнительно невысокой (20,9 %). Фонд добывающих скважин увеличился на 268 ед. Незначительно (на 20 %) увеличен и объем закачки воды. Как следует из этих данных, этап характеризуется относительной стабильностью параметров. Основной .особенностью этого периода можно считать полную реализацию системы законтурного заводнения и стабилизацию добычи нефти. Очевидно,

что при дальнейшей раз�