Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 12

Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть ко­лонны НКТ, соответственно 33% и 38%. Причем, большая часть аварий, свя­занных с НКТ, происходит из-за расчленения в резьбовых соединениях. Виды аварий по НКТ:

1. По резьбе НКТ – 15%, средняя наработка на отказ таких аварий соста­вила 247 суток;

  2. По резьбе патрубка УЭЦН – 9%, 503 суток;

3. По переводникам – 5% , 114 суток.

4. По подвесному патрубку – 3%, 135 суток.

Последняя группа аварии – это аварии по причине слома по телу. Эта груп­па аварий напрямую связана с условиями эксплуатации, основные причины расчленения – коррозия.

Разбивка скважин по условиям эксплуатации приведена в таблицах 13, 14, 15 и на рисунке 8.

Таблица 13 – Разбивка скважин по углу отклонения от вертикали

Интервал, °	Количество скважин, скв.
1	2

Продолжение таблицы 13

1	2
менее 4	14
4 – 6	41
6 – 8	54
8 – 10	54
10 – 12	41
12 – 14	54
14 – 16	108
16 – 18	68
18 – 20	54
20 – 22	54
22 – 24	53
24 – 26	27
более 34	27

Таблица 14 – Разбивка скважин по количеству интервалов набора кривизны

Интервал	Количество скважин, скв.
менее 4	54
4 – 6	68
6 – 8	122
8 – 10	229
10 – 12	135
более 14	41

Таблица 15 – Разбивка скважин по дебиту жидкости

Интервал, м3/сут.	Количество скважин, скв.
1	2

Продолжение таблицы 15

1	2
Менее 20	14
20 – 40	68
40 – 60	270
60 – 80	176
80 – 100	68
100 – 120	27
Более 120	27

Рисунок 8 – Разбивка фонда скважин по дебиту жидкости.

Из таблицы 13 видно, что угол отклонения от вертикали менее 4 ° имеет 14 скважин, что составляет 2,1 % от действующего фонда скважин. Наиболшее число скважин (108) имеет угол отклонения в диапазоне 14 – 16 °. 4,1 % скважин действующего фонда отклоняются от вертикали более чем на 34 °.

Из таблицы 14 следует, что менее 4 интервалов набора кривизны имеют 8,3 % скважин. 35,3 % скважин действующего фонда набирают кривизну на 8 – 10 интервалах и 41 скважина (6,3 %) имеет более 14 интервалов набора кривизны.

Из таблицы 15 видно, что 14 скважин имеют дебит по жидкости менее 20 м³/сут. – это составляет 2,2 % от действующего фонда скважин. Наибольшее количество скважин (270) имеет дебит по жидкости в диапазоне 40 – 60 м³/сут. – это составляет 41,6 % от общего числа добывающих скважин. 27 (4,2 %) скважин обеспечивают более 120 м³/сут. по жидкости.

Рисунок 8 отражает разбивку скважин по обводненности, из которого следует, что весь фонд скважин обводнен. 43,5 % скважин имеют обводненность в диапазоне 50 – 90 %. 148 скважин имеют обводненность более 90 %.   

1.6 Выводы 

На Муравленковском месторождении практически весь фонд скважин, оборудованных УЭЦН обводнен более, чем на 50 %. Большая доля воды в продукции скважин способствует образованию эмульсий, обладающих повышенной вязкостью.  Дебит скважин колебаются в широких пределах от 30 до 130 м³/сут., то есть основной объект добычи нефти установками ЭЦН – скважины со средним и большим притоком. Глубины скважин доходящие до 3000 м, большие углы отклонения от вертикали (достигающие порой 35 °) и наклонно-направленные профили, а также кустовой способ бурения добывающих скважин обуславливают  сложность геометрии ствола скважин. Исходя из всего перечисленного следует на Муравленковском месторождении установки ЭЦН эксплуатируются в осложненных геолого-физических условиях.