Анализ добывных возможностей скважин Павлвского месторождения

Табл. 1.5.5 Определение проницаемости по керну.

 
 

      ЗАПАСЫ  НЕФТИ И ГАЗА

      Запасы  нефти и газа утверждены ГЗК РФ в 1968 году ( протокол №5351 от 16. 02. 86г. ). Запасы утверждены по пластам В3В4, Бш, Тл+Бб, T в объёме: категория С1 - 148041 тыс.т. балансовые, 60729 тыс.т. извлекаемые; категория С2 - 69602 тыс.т. балансовые, 16656 тыс.т. извлекаемые. В пласте В3В4 подсчитаны запасы свободного газа в объёме 4831 млн.м³.

      В настоящее время проводятся работы по уточнению представления о геологическом строении и перерасчёт запасов нефти и газа.

      Балансовые  запасы нефти, в целом по месторождению  составили: по категории С1 - 154206 тыс.т, по категории С2 - 14540 тыс.т. Запасы свободного газа по пласту В3В4 по категориям С1 и С2 составили 1338 млн.м³ и 7 млн.м³.

      Извлекаемые запасы в целом по месторождению при утверждённых КИН составляют по категории С1 - 58458 тыс.т, С2 - 3592 тыс.т. 

 
 
 

 

      Рис. 1.5.1

 

1.6. Конструкция скважин

 

Турнейская  залежь скв. № 896

 

Условные обозначения

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Современное состояние разработки

         Разработка началась в 1959 году первыми тремя эксплуатационными скважинами. В дальнейшем фонд добывающих скважин увеличился до 372 скважин в 1994 году, а фонд нагнетательных скважин увеличился с 6 до 83 в 2003 году.

Промышленная  добыча месторождения началась с 1964 года по 1992 год.

    В процессе эксплуатации месторождения добыто нефти 343,7 тысяч тонн, жидкости 1666 тысяч тонн. Система ППД введена в 1984 году, «мак» закачка воды была в 1991 и 1977 г., соответственно 5519 и 5270 тысяч м³.

     Общая добыча составила 43,3% от НИЗ. Обводнённость  продукции составляет 79,4% на 2003 г.

     В целом Павловское месторождение  находится на четвёртой стадии разработки. Турнейская залежь разрабатывается  с 1961 года, одной скважиной, пробная скважина эксплуатация велась с 1961 по 1984 годы, фонд добывающих скважин составил на 1984 г. 10 скважин, а нагнетательных скважин нет. Пробная закачка воды велась с 1968 г. по 1976 год. За этот период отобрана максимальная добыча 45,6 тысяч тонн нефти, жидкости 54,6 тысяч тонн.

     Промышленная  разработка турнейской залежи началась с 1985 года по 1998 год. Фонд добывающих скважин изменялся с10 скважин до 131 скважины, а нагнетательных с 2 до 20. Пластовое давление с 1988 по 2003 год практически не изменилась, варьирует в пределах от 144,4 до 144,8 атмосфер, в этот период, максимально добыто нефти 125,9 тысяч тонн, жидкости 210,7 тысяч тонн. Закачка воды в пласт осуществляется с 1987 года, введена система ППД, максимальная закачка воды произведена в 1991 г. – V = 1204,9 тонн м³, на 2003 г. Q_н = 94,2 тысяч тонн, Q_ж = 168,3 тысяч тонн, из 111 скважин, нагнетательных скважин 9, закачка воды V = 216,7 тысяч м³, Р_пл = 14,5 МПа, и обводнённость продукции составила 43,3%. Общая добыча составила 16% НИЗ.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      2.2  Характеристика используемого  оборудования

УШГН  включает в себя наземное и подземное оборудование:

 

1 –  эксплуатационная колонна;

2 –  всасывающий клапан;

3 –  цилиндр насоса;

4 –  плунжер;

5 –  нагнетательный клапан;

6 –  нкт;

7 –  насосные штанги;

8 –  крестовина;

9 –  устьевой патрубок;

10 –  обратный клапан для перепуска  газа;

11 –  тройник;

12 –  устьевой сальник;

13 –  устьевой шток;

14 –  канатная подвеска;

15 –  головка балансира;

16 –  балансир;

17 –  стойка;

18 –  балансирный груз;

19 –  шатун;

20 –  кривошипный груз;

21 –  кривошип;

22 –  редуктор;

23 –  ведомый шкив;

24 –  клиноременная передача;

25 –  эл. двигатель;

26 –  ведущий шкив;

27 –  рама;

28 –  блок управления.

 

Станок качалка со штангоглубинным насосом

          Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости  из скважины на поверхность.

      На  долю штангового насосного способа в нашей стране приходится 70% дествующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30% общего объема добычи нфти.

      В зависимости от глубины залегания  продуктивного пласта и коэффициента продуктьивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки.

      На  Павловском месторождении эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее рапространенным способом добычи нефти.

      Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка-качалки, установленного на поверхности у устья скважины.

      Станок-качалка  состоит из следующих основных узлов:  рамы с подставкой под редуктор и поворотные салазки, стойки, балансира с головкой и противовесами, опоры балансира, траверсы, опоры траверсы, 2-х шатунов, 2-х кривошипов с противовесами, редуктора, тормоза, клиноременной передачи, электродвигателя, подвески устьевого штока с канатом, ограждения кривошипно-шатунного механизма.

      Плунжерный  насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

      При ходе плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

      При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

      Глубинный штанговый насос представляет собой  плунжерный насос специальной коснтрукции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

      Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных  в скважину насосно-компрессорных труб, а плунжер подвешан на колонне штанг самая верхняя штанга соединена с головкой балансира станка-качалки гибкой подвеской.

      Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, закачиевается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения утечки жидкости вдоль движущегося сальникового штока, а в средней части – боковой отвод, по которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию.