Рассмотрим эффективность добычи нефти, содержащей механические примеси на примере скважины № 81 ЦЦНГ-5.Скважина № 81 была пробурена 20 августа 1958 года. Бурение было окончено 14 сентября 1958 года. Забой скважины составляет 1432.1 м. Изначально использовалась как эксплуатационная скважина.
Пуск из бурения был произведен в 1965 году со среднесуточным дебитом 22.6 т/сут. с процентным содержанием воды 63%. Так она работала до 1971 года, затем была передана в ППД и использовалась как нагнетательная. Жидкость нагнетали во второй пласт, (жид. = 359 л/сут.). В ППД пробыла до 1979 года. Затем скважина № 81 переведена под отбор — закачку, т. е., отбор жидкости производился из четвертого пласта с дебитом 19 т/сут, закачка проводилась во второй пласт с приемом 327 л/сут.
В 1987 году была передана в ЦЦНГ-4 как эксплуатационная. Вода нарастала, обводненность увеличивалась и к февралю 1988 года стала достигать 99% из-за чего была переведена под отбор и был произведен спуск ЭЦН-130. нефть центрифугирование эмульсия Так она работала до декабря 1991 года, затем была переведена в пьезометрический фонд. В 2000 году скважина № 81 введена в эксплуатацию и был спущен насос НВ1529. При ПРС в скважине обнаружили механические примеси (песок) 154 мг/л, вследствие чего было принято решение поставить газопесочный якорь на глубине 1065 м.
После чего скважина работает с дебитом 2.3 т/сут. по нефти и обводненность составляет 96%. После проведенного анализа работы скважины № 81 было выявлено что после установки газопесочного якоря дебит скважины стал ежегодно расти:
- — 05.2000 г. — 4,6 т/сут.;
- — 09.2001 г. — 50,3 т/сут.;
- — 02.2003 г. — 10 т/сут.;
- — 06.2005 г. — 23 т/сут.
На основании приведенных данных можно сделать вывод о эффективности использования газопесочных якорей на скважинах содержащих механические примеси.
