Разработка проекта внедрения компрессоров с приводом от балансира станка-качалки или от шкива двигателя для откачки затрубного газа глубинно-насосных скважин Южно-Ромашкинской площади - Дипломная работа

Затрубный газ глубинно-насосных скважин собирали еще в 40-50-е годы на промыслах Азербайджана двумя способами: либо с помощью разветвленной вакуумной газосборной сети и централизованной вакуумной станции, либо индивидуальными малогабаритными компрессорами с приводом от станка-качалки. С началом эпохи «большой нефти», когда стали разрабатываться крупные месторождения (Ромашкинское и месторождения Западной Сибири) и дебит скважин составлял десятки тонн нефти в сутки, потребность в подобных компрессорах отпала. В настоящее время, на позднем этапе разработки многих месторождений, в связи с падением дебитов скважин вновь проявляется интерес к технологиям, обеспечивающим увеличение добычи нефти с меньшими затратами, чем строительство дополнительных скважин, в частности, к откачке газа из затрубного пространства компрессорами.Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутствует, в связи со слиянием коллекторов пласта «Д» и нижезалегающего пласта ДІІ. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер «аргиллит», расчленяющий отложения пашийского горизонта на 2 размыкающиеся между собой по характеру строения пачки: верхнепашийская, включающая пласты «а», «б1», «б2», «б3» и нижнепашийская, сложенная пластами «в», «г1», «г2 3», «д». Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «Высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отмечаются пласты «б3», «в», «г2 3» (1,032 - 089 мкм2), а самыми низкими пласт Д0 , где проницаемость в 2 раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. От ниже залегающего пласта «а» горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0-16,8 м, являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах). Пласт «а» коллектором представлен на 52,4% площади из них в 27,6%скважин залегает совместно с пластом «б1».Из общего числа в количестве 1273 скважины, добывающих проектных скважин по состоянию на 1.01.2006 г. на площади пробурена 1051 скважина или 86%. Добывающий фонд к началу 2006 года составил 638 скважин, среди них 3 скважины дают 638 скважин, среди них 3 скважины дают техническую воду, 64 скважины по назначению нагнетательные, временно находятся в эксплуатации на нефть. За 2005 год в нагнетательном фонде произошли следующие изменения: 25 скважин из добывающего фонда переведены под нагнетательные, 1 добывающая скважина, находящаяся во временной консервации, передана под нагнетание; 1 скважина передана на нефть, 1скважина из ожидающих освоения переведена на временную консервацию. В добывающем фонде в отчетном году произошли следующие изменения: 25 скважин переведены в нагнетательный фонд, 2 скважины переведены на добычу воды как водозаборные с Д2, 4 скважины введены в работу из временной консервации, 1 скважина передана из нагнетательных на добычу нефти, 1 скважина введена в работу из пьезометрических, 1 скважина возвращена с горизонта Д2, 1 скважина введена на добычу нефти из бурения. В ожидании ликвидации находятся 21 скважина, за год 1 скважина из этого фонда ликвидирована.Оценка состояния добывающего фонда скважин только подтверждает это - доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, по сравнению с предыдущим годом выросла на 3,3% и составляет 349 скважин (65,7%) добывающего фонда. Количество же скважин, эксплуатирующихся электроцентробежными насосами, снизилось почти на 16% и составляет 175 скважин (28,2%) добывающего фонда. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважинного оборудования ШСНУ, который показал, что осложнения в процессе эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др. Выполнен расчет по подбору оборудования и режиму работы ШСНУ для скважины № 8364. Устройство УОГ-1 имеет регулируемую частоту хода, что позволяет менять режим откачки газа из затрубного пространства скважины, исходя из реальных условий для каждой скважины в отдельности.

Содержание ионов: