На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.
Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13 866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С1.
Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950−1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2−4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости — от 0,035 до 0,32 мкм2. Пластовое давление 10−14 МПа, температура и 22−250С.
С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9% от балансовых и 95,4% от извлекаемых запасов месторождения.
Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ — 83%, УЭЦН — 17%. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости — 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти — 1,04 т/сут, по жидкости — 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный — 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.
Обводнённость по месторождению в среднем составляет 96,0%.
Основными причинами, осложняющими эксплуатацию и приводящие к отказам ШСНУ в условиях Шелкановского месторождения являются: обрыв штанг, утечки НКТ, АСПО, износ плунжерной пары, заклинивание плунжера, износ полированного штока, отворот приемного клапана.
Большое количество ремонта из-за АСПО, которые откладываются в насосе и НКТ. Примерно одинаковое количество ремонтов приходится на обрыв штанг, износ полированного штока и отворот приемного клапана. Это связано с повышенным износом подземного оборудования по причине превышения плановых нормативных сроков эксплуатации, а также с эксплуатацией насосов в невертикальных и искривленных интервалах ствола скважин. Это происходит вследствие того, что при откачке высоковязкой продукции в подземной части установки возрастают силы гидродинамического сопротивления, которые приводят к увеличению максимальной нагрузки в точке подвеса штанг.
Ресурс работы подземного оборудования после капитального ремонта существенно ниже ресурса нового оборудования.
Интенсивность износа плунжерной пара повышается с ростом обводненности продукции, а также попаданием в насос песка.
Значительное число отказов занимают обрывы полированного штока, происходящие по причине использования в качестве штоков обычных штанг.
Причиной износа клапанов являются — засорение продуктами коррозии, песком из пласта, парафином, засорение веществами с поверхности, что связано с некачественным проведением текущего ремонта скважин.
На сегодняшний день ШСНУ экономически выгодно применять, т.к. эта установка неприхотлива в обслуживании, проста в изготовлении и ремонте и при эксплуатации ШСНУ обводненность практически не меняется.
Основное применение на месторождении получили насосы вставного типа НСВ-44, НСВ-32, насосы типа НСН-70.
Важным является вопрос грамотного подбора типоразмера ШСНУ на конкретную скважину, для обеспечения надежного вывода на режим и последующей работы.
