АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1. Состояние фонда скважин

По состоянию на 1.01.2003 г. в фонде НГДП ”Тарасовскнефть” находятся 2029 скважин, в том числе 966 добывающих, 245 нагнетательных, 34 наблюдательных, 719 в консервации, 62 ликвидированные.

Из 966 добывающих скважин 826 действующих, 131 в бездействии и 9 в ожидании освоения. Из 796 скважин, дающих нефть, на 1.01.2003 г. 41 скважин работают фонтаном, 488 скважин- ЭЦН, 367 скважин - ШГН; в простое находятся 30 скважин. В числе действующих в отработке на нефть находится 31 нагнетательная скважина.

В 2002 году на баланс НГДП приняты из бурения 24 скважины, из них 22 - в эксплуатацию, 1 - в ликвидацию, 1 - в консервацию.

Введены в работу 35 добывающих скважин: 22 скажин из бурения, 12 скважин из освоения прошлых лет НГДП и одна из консервации.

За отчетный год из бездействия прошлых лет введено 98 скважин, на механизированный способ добычи переведено 10 скважин.

Из 234 нагнетательных скважин на 01.01.2002 под закачкой находится 184 скважин, 4 в простое, 38 в бездействии и 22 в ожидании освоения.

3.2. Динамика отборов, закачки, обводненности

В 4 квартале 2002 года по НГДП ”Тарасовскнефть”, добыто 949, 426 т.т. нефти, с начала года 3596, 629 т.т., с начала разработки 61890, 965 т.т.

За 4 квартал в продуктивные пласты закачано 3474.666 т.м3. воды, с начала года 13760.759 т.м3., с начала разработки 162659.880 т.м3. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях, закачкой воды составила 92.769, накопленнная 93.777%.

В 4 квартале 2002 года отобрано 2140, 878 т.т. воды, с начала года 7930, 731 т.т., с начала разработки 94785, 518 т.т.

Среднегодовая обводненность продукции в 2002 году по сравнению с прошлым годом уменьшилась и составила 78, 0 %.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в отчетном году составил 3, 2 %.

4. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УСТАНОВКАХ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ [УШГН] ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТАРАСОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-2 НГДП эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15% добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Но тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет развиваться и дальше.

Рассмотрим компоновку и предпочтение маркам ШГН применяемых на месторождение.

Оборудование УШГН включает в себя подземную и наземную часть

К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

Б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С.

в) штанги – предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка – качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

К наземному оборудованию относятся:

а) привод (станок–качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг;

б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

На рисунке 2 представлена общая схема установки штангового скважинного насоса.

Основные типы используемых станков-качалок (СК):

СКД 8-3-4000, СКД 8-3, 5-5600, СКД 6-2, 5-2800, СКД 12-3-5600 и т.п., а также ПШГН 80-3-40, М – 640 D и М – 912 DS фирмы “Лафкин”, UP9T, Legrand.

Видно что применяемое оборудование отличается большим разнообразием, это объясняется наличием серьезных проблем в эксплуатации скважин в НГДП “Тарасовскнефть” посредством ШГН.

Насосы применяются следующих типов:

невставные - НН2Б-44, НН2Б-57;

вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.

Невставные насосы:

а). Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.

б). Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.

Вставные насосы:

Основное достоинство – всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

В большинстве скважин в цеху с УШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер – цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно - направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.

Общая схема наиболее распространённой компоновки представлена на рисунке 3.

Как показала промысловая практика, одним из способов увеличения эффективности работы УШГН является совместное использование длинноходовых насосов и компоновки.

Рисунок 3 - Характерная компоновка ШГН в НГДП “Тарасовскнефть”

5. АНАЛИЗ ФОНДА СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ

УШГН В НГДП “Тарасовскнефть”

Добыча нефтепродуктов УШГН осложняется особенностями термодинамических и физико – химических свойств пластовых флюидов (высокими, близкими к начальному пластовому давлениями насыщения; большим газосодержанием нефтей; наличием газовых (газоконденсатных) шапок; содержанием в нефти асфальтенов, смол, парафина), горно – геологического строения месторождения (сравнительно большой глубиной залегания продуктивных горизонтов по отношению к предельной глубине спуска насосов; наличием в разрезе зоны пониженного уровня температур (интервалов многолетнемёрзлых пород); большой кривизной скважин).

Давления насыщения, близкие к начальным пластовым давлениям, обуславливают разгазирование нефти в призабойных зонах скважин, а при снижение пластового давления – и в удалённых зонах пласта, что влияет на рабочие газовые факторы и коэффициенты продуктивности скважин вследствие изменения фазовых проницаемостей. Нестабильность данных параметров затрудняет подбор оборудования и выбор режима эксплуатации скважин. Наличие газовых шапок также увеличивает рабочие газовые факторы и влияет на коэффициенты продуктивности скважин.

На сегодняшний день в НГДП из 966 добывающих скважин, разрабатываемых одноимённое месторождение 367 или 38% приходится на скважины эксплуатируемые при помощи ШГН. Доля в суммарном дебите всего НГДП таких скважин составляет 27%.

Проанализируем работу ШГН по типам насосов за второе полугодие 2002 года.

Таблица 5.1.

⇐ Предыдущая 123 4 5 Следующая ⇒