Характеристика показателей разработки
За анализируемый период с 1954 по 2007 годы на объекте разработки Зеленогорского месторождения можно отметить три этапа максимального отбора нефти. До 1979 года добыча нефти было стабильным, Q=6,15 - 5,31 т/сут, далее наблюдается резкий спад. В 1994 году добыча нефти падает до 0,89 т/сут, а обводненность достигает 86,1% - это свидетельствует о полной обводненности месторождения. С начала разработки с терригенных отложений девона отобрано 79,837 млн.тонн нефти, что составляет 74,66 % от НИЗ. Все данные по добыче нефти, жидкости; по закачке и обводненности с начала разработки приведены ниже, в табл. 3.1.1.
Таблица 3.1.1 Динамика показателей разработки
| годы | нефть, т/сут | жидкость, т/сут | Закачка, м3 | обводненность, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1954 | 0,01859 | 0,01859 | 0,0 | |
| 1955 | 0,13689 | 0,14196 | 3,6 | |
| 1956 | 0,30589 | 0,31434 | 0,21294 | 2,7 |
| 1957 | 0,76726 | 0,78247 | 1,48213 | 1,9 |
| 1958 | 1,27426 | 1,31989 | 2,14968 | 3,5 |
| 1959 | 1,93843 | 2,06349 | 2,7716 | 6,1 |
| 1960 | 2,28657 | 2,41332 | 3,4645 | 5,3 |
| 1961 | 2,64485 | 2,74963 | 4,15233 | 3,8 |
| 1962 | 3,4476 | 3,58787 | 4,2926 | 3,9 |
| 1963 | 3,84137 | 4,01544 | 4,62046 | 4,3 |
| 1964 | 4,35851 | 4,58835 | 5,88289 | 5,0 |
| 1965 | 5,08014 | 5,42828 | 6,54706 | 6,4 |
| Продолжение таблицы 3.1.1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1966 | 5,72065 | 6,41017 | 8,31987 | 10,8 |
| 1967 | 6,22934 | 8,10355 | 8,57844 | 23,1 |
| 1968 | 6,28342 | 8,98911 | 9,40485 | 30,1 |
| 1969 | 6,15498 | 9,75975 | 10,35294 | 36,9 |
| 1970 | 6,12118 | 10,0724 | 10,94613 | 39,2 |
| 1971 | 5,96232 | 9,4978 | 11,93985 | 37,2 |
| 1972 | 5,93866 | 9,4133 | 12,45361 | 36,9 |
| 1973 | 5,9488 | 9,89833 | 12,88794 | 39,9 |
| 1974 | 5,92345 | 10,46617 | 13,33072 | 43,4 |
| 1975 | 5,47053 | 10,22788 | 13,37804 | 46,5 |
| 1976 | 5,31505 | 10,97486 | 15,03255 | 51,6 |
| 1977 | 4,93649 | 11,12696 | 15,13057 | 55,6 |
| 1978 | 4,55624 | 11,56298 | 15,64771 | 60,6 |
| 1979 | 4,25542 | 11,91112 | 13,56225 | 64,3 |
| 1980 | 3,9884 | 11,64579 | 13,3848 | 65,8 |
| 1981 | 3,73659 | 12,44009 | 13,15496 | 70,0 |
| 1982 | 3,52027 | 13,56732 | 14,32275 | 74,1 |
| 1983 | 3,20424 | 13,63999 | 14,53738 | 76,5 |
| 1984 | 2,84596 | 14,40556 | 15,13395 | 80,2 |
| 1985 | 2,56373 | 14,8044 | 15,66968 | 82,7 |
| 1986 | 2,27812 | 14,27374 | 15,96543 | 84,0 |
| 1987 | 1,97392 | 14,03714 | 15,4973 | 85,9 |
| 1988 | 1,70859 | 13,78533 | 14,29402 | 87,6 |
| 1989 | 1,56663 | 13,33579 | 13,82758 | 88,3 |
| 1990 | 1,58353 | 11,65762 | 12,7595 | 86,4 |
| 1991 | 1,51255 | 8,72716 | 8,87926 | 82,7 |
| 1992 | 1,32665 | 9,26458 | 9,20543 | 85,7 |
| 1993 | 1,15258 | 8,19481 | 8,0951 | 85,9 |
| 1994 | 0,8957 | 6,44059 | 6,04851 | 86,1 |
| 1995 | 0,78754 | 6,5065 | 5,64629 | 87,9 |
| 1996 | 0,6276 | 5,3508 | 5,2056 | 88,3 |
| 1997 | 0,6516 | 5,0208 | 5,3076 | 87,0 |
| 1998 | 0,6216 | 4,5204 | 5,0076 | 86,2 |
| 1999 | 0,6348 | 4,3752 | 4,3056 | 85,5 |
| Продолжение таблицы 3.1.1
| ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
| 2000 | 0,6732 | 4,152 | 3,8292 | 83,8 | ||
| 2001 | 0,6936 | 4,8228 | 4,5576 | 85,6 | ||
| 2002 | 0,7032 | 4,8252 | 4,602 | 85,4 | ||
| 2003 | 0,6816 | 5,2956 | 4,6632 | 87,1 | ||
| 2004 | 0,6732 | 5,1636 | 4,7556 | 87,0 | ||
| 2005 | 0,6888 | 5,2152 | 4,6536 | 86,8 | ||
| 2006 | 0,72 | 5,0208 | 4,7376 | 85,7 | ||
| 2007 | 0,712 | 5,0211 | 4,7113 | 85,7 | ||
Распределение фонда скважин по объектам разработки
Пробуренный фонд на 01.01.2008 года равен 903. Из них добывающих 403 скважин; 153 скважины переведены из категории нагнетательных, 146 из которых находятся под закачкой, а 7- в бездействии. Ниже, в таблице 3.2.1, приводится сравнение фонда скважин по состоянию на 1.01.2007 года и 1.01.2008 года.
|
|
|
Таблица 3.2.1 Характеристика фондов скважин
| №№ п/п | Состав фонда | На 01.01.2007г. | На 01.01.2008г. |
| 1 | 2 | 3 | 4- |
| 1 | Дающие нефть | 400 | 403 |
| в том числе: | |||
| а) фонтанные с дебитом более 5 т/с | 0 | 0 | |
| фонтанные с дебитом менее 5 т/с | 0 | 1 | |
| в)ЭЦН | 176 | 189 | |
| г)СКН | 224 | 214 | |
| 2. | Бездействующих, всего | 65 | 60 |
| в том числе: |
Продолжение таблицы 3.2.1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| а) после эксплуатации | |||
| б) в освоении после бурения | |||
| 3. | Эксплуатационный фонд, всего | 465 | 463 |
| 4. | Нагнетательный фонд, всего | 150 | 153 |
| а) под закачкой | 142 | 146 | |
| б) в освоении | |||
| в) в бездействии после эксплуатации | 8 | 7 | |
| 5. | Дающие тех. воду | 5 | 5 |
| 6. | Переведенные с других горизонтов | 4 | 4 |
| 7. | Контрольные | 2 | 2 |
| 8. | Пьезометрические | 30 | 32 |
| 9. | В консервации | 3 | 3 |
| 10. | Переведены в другие горизонты | 160 | 150 |
| 11. | Ликвидированные | 100 | 100 |
| 12. | Ожидающие ликвидации | 9 | 9 |
| 13. | Поглотительные | 0 | 0 |
| 14. | Всего пробурено | 900 | 903 |
Перечень основного оборудования, применяемого при различных
|
|
|
Способах эксплуатации
Существуют 3 способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и механизированный, включающий 2 вида насосной добычи: штанговыми скважинными насосами (ШСН) и электроцентробежными насосами (ЭЦН).
Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения в НКТ, связанное с
дв 
ижением этой жидкости. Фонтанный - самый простой и самый дешевый способ нефти. Однако не все скважины могут фонтанировать. В этом случае их переводят на механизированные способы добычи нефти, к которым относится насосная эксплуатация. Вместе с тем, фонтанный способ эксплуатации при поддержании на месторождении пластового давления, на которое расходуется большое количество энергии, также можно отнести к механизированному способу добычи нефти. Число действующих фонтанных скважин во времени меняется и находится почти в строгом соответствии с открытием и освоением новых месторождений [6].
|
|
|
Оборудование устья фонтанных скважин заключается в установке специальной фонтанной арматуры, предназначенной для герметизации устья скважины, контроля и регулирования работы скважины.
Одним из основных требований, предъявляемых к устьевому оборудованию фонтанных скважин, является обеспечение прочности арматуры, надежности герметизации наиболее ответственных участков -кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной и соединений между отдельными деталями оборудования.
Фонтанная арматура высокого давления должна быть из высококачественного материала, способного противостоять большим разрывающим усилиям; соединения отдельных деталей, находящихся в сфере высокого давления, должны быть сконструированы так, чтобы обеспечить абсолютную герметичность стыков. Кроме того, должна быть предусмотрена быстрая смена деталей фонтанной арматуры, как при закрытых задвижках, так и под струей. В районах, где нефть содержит песок, конструкции деталей
и качество металла должны быть гарантированы от быстрого разъедания песком.
Арматуру для каждой скважины выбирают в зависимости от максимального давления, ожидаемого на устье при ее эксплуатации.
Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом.
Для соединения арматуры нельзя применять свинцовые или другие легкоплавкие металлические прокладки, т.к. в случае пожара или нагрева арматуры они быстро расплавятся и откроют газу свободный выход из скважины.
После установки фонтанной арматуры на устье скважины ее вновь подвергают гидравлическому испытанию на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Под выкидными линиями фонтанной арматуры, расположенными на высоте, должны быть опоры с надежным креплением, предотвращающие падение линий при их отсоединении во время ремонта, а также вибрацию от ударов струи.
При эксплуатации скважин возникает необходимость в определении пластовых свойств нефти для гидродинамических расчетов. Об этих свойствах можно судить лишь по пробе нефти, извлекаемой с забоя скважины в герметичном пробоотборнике, его спускают в скважину так же, как и глубинный манометр, поэтому меры безопасности те же.
Мероприятия, проводимые при открытом фонтанировании.
Открытое фонтанирование скважин является следствием грубых технических упущений и нарушений требований техники безопасности. При возникновении газонефтяного выброса или открытого фонтана администрация предприятия немедленно должна сообщить об этом в военизированный отряд, пожарную охрану, а также вышестоящей организации по подчиненности с одновременным принятием мер по
ликвидации выброса или открытого фонтана, выводу людей из опасной зоны и предупреждения загорания фонтана. Работа по ликвидации открытого газового или нефтяного фонтана ведется по планам, утвержденным ответственным руководителем работ или вышестоящей хозяйственной организаций при строгом соблюдении правил безопасности во время проведения этих работ.
Когда скважины вследствие падения пластового давления перестают фонтанировать, их переводят на механизированные способы добычи нефти, к которым относится насосная эксплуатация (ШСН и ПЦЭН). На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, скважины могут сразу же после разбуривания переводиться на механизированный способ добычи. Погружные центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна из-за слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществлять высокие и форсированные отборы жидкости. Этот способ эксплуатации обеспечивает получение больших дебитов по сравнению с ШСН и, как правило, используется при необходимости извлечения более 40 м /сут жидкости. Не рекомендуется применять ЭЦН в скважинах: а) в жидкости которых содержится большое количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса; б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса. Самым малопроизводительным способом и в то же время самым трудоемким является штанговый насосный способ. Однако широкое применение этого способа объясняется большим числом малодебитных скважин, для которых эксплуатация их штанговыми насосами остается технически оправданной и экономичной по сравнению с другими способами. Широкому внедрению глубинно-насосной эксплуатации способствуют простота конструкции всей установки, несложность ее обслуживания и возможность получения дебитов из скважин в довольно широком диапазоне - от нескольких сот килограммов до сотен тонн в сутки.
Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами. Глубиннонасосная установка состоит из насоса находящегося в скважине, и станка-качалки, установленного на поверхности у устья. На колонне насосно-компрессорных труб в скважину спускают насос, состоящий из цилиндра, внутри которого расположен плунжер. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан. В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан. Плунжер подвешен на колонне насосных штанг, которые передают ему возвратно-поступательное движение от станка-качалки. Самая верхняя штанга (полированный или сальниковый шток) соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. Через тройник, находящийся в верхней части колонны насосно-компрессорных труб, жидкость направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8- через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип работы насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует столб жидкости, заполнившей насосно-компрессорные трубы. При движении плунжера вниз нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, в результате чего всасывающий клапан закрывается.
Таким образом, при непрерывной установившейся работе насоса насосно-компрессорные трубы заполняются жидкостью, которая после движения устья через тройник направляется в выкидную линию.
Глубинные штанговые насосы изготовляют разных конструкций. Наиболее распространены насосы двух видов - трубные и вставные.
Насосные штанги представляют собой стальные стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенные головки. Последние имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом.
 |
Ранее основным изготовителем СШН для стран СНГ являлся Суруханский машиностроительный завод в г. Баку ( бывший завод им. Дзержинского). Изготовление насосов производилось по ОСТ 26.16.06-86. По эксплуатационным качествам, конструктивному и материальному исполнению эти насосы не в полной мере удовлетворяли запросам нефтегазодобывающей отрасли, в связи с чем значительное количество насосов закупалось по импорту в США и Европе.
Все основные производители СШН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского нефтяного института ( АНИ) — Спецификация 11АХ. По своим эксплуатационным качествам они значительно превосходят насосы, изготавливаемые по ОСТ 26.16.06-86, а многообразие исполнений обеспечивает подбор соответствующих насосов для любых скважинных условий.
Скважинные штанговые насосы в соответствии с классификацией АНИ подразделяются на 15 типов в зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры. Полная маркировка насоса включает: • Номинальный диаметр насосно-компрессорных труб; • Номинальный диаметр плунжера; • Тип насоса, тип рабочего цилиндра, расположение и тип замка; • Длину цилиндра в футах, или соответственно, число втулок; • Номинальную длину плунжера в футах; • Общую длину удлинителей, если таковые применяются. Структура полного обозначения СШН по AНИ приведена на рис. 2 Рис. 2 Структура полного обозначения СШН по AНИ
Рис.2. Структура полного обозначения СШН по АНИ
Основные типы насосов по стандарту АНИ приведены в таблице 3.3.1
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 238; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!