Таблица 9

Распределение действующего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.

	Дебет жидкости, т/сут.					Дебет нефти, т/сут.
	<5	5-10	10-15	15-20	>20	<2	2-5	5-10	10-15	>15
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	108	14	8	0	2	104	19	7	1	1
%	81,8	10,6	6Д	0,0	1,5	78,8	14,4	5,3	0,8	0,8
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	112	79	35	43	175	234	128	40	26	16
%	25,2	17,8	7,9	9,7	39,4	52,7	28,8	9,0	5,9	3,6
	По месторождению в целом
СКВ.	220	93	43	43	177	338	147	47	27	17
%	38,2	16,1	7,5	7,5	30,7	58,7	25,5	8,2	4,7	3,0

---

Таблица 10

Распределение добывающего фонда скважин Гремихинского месторождения по дебитам нефти и жидкости на 01.01.2004 г.

	Дебет жидкости, т/сут.							Дебет нефти, т/сут.
	=0	Не пр	<5	5-10	10-15	15-20	>20	<2	2-5	5-10	10-15	>15
	Вне зоны реагир. ПТВ
СКВ.	32		130	19	11	1	3	136	19	7	1	1
%	19,4	0,0	78,8	11,5	6,7	0,6	1,8	82,4	11,5	4,2	0,6	0,6
	Зона реагирования ПТВ
СКВ.	194	15	170	133	69	68	198	365	162	61	32	17
%	29,7	2,3	26,0	20,4	10,6	10,4	30,3	55,9	24,8	9,5	4,9	2,6
	По месторождению в целом
СКВ.	226	15	300	152	80	69	201	501	181	69	33	18
%	27,6	1,8	36,7	18,6	9,8	8,4	24,6	61,2	22,1	8,4	4,0	2,2

---

Таблица 11



Параметры разработки зоны реагирования на 01.01.2004г.

---

Скважины оборудованы станками-качалками типа СК-8. Применяются глубинные насосы типа НСН-43 и НСН-56, двухплунжерные насосы с вакуумным усилителем НСНВУ 56/43 и НСН2-32 с увеличенным проходным сечением приемного клапана. Насос спускается на глубину 1000 м. В скважинах применяются 73-мм насосно-компрессорные трубы. Под прием насоса устанавливается хвостовик из 73-мм труб длиной до 100 м. Устье оборудуется арматурой типа ОУШ-140-146/168-65, штанговые колонны двух-(2219 мм) или трехступенчатые (252219 мм). Параметры работы скважинного оборудования: число качаний 5,6 в минуту; длина хода плунжера от 1,8 до 3,0 м. Усредненный коэффициент подачи, п = 0,39. Эксплуатация скважинного оборудования осложнена высокой вязкостью нефти, большим содержанием парафина, асфальто-смолистых веществ, воды, а также наклонно направленной конструкцией скважин.

Указанные осложняющие факторы предопределяют виды эксплуатации, текущего и капитального ремонта скважин. Основные виды ремонта:

- ликвидация обрыва и отворота штанг;

- ликвидация обрыва канатной подвески;

- ревизия и смена глубинных насосов;

- смена насосно-компрессорных труб и штанг;

- депарафинизация скважинного оборудования и систем сбора и транспорта нефти.

Основной вид ремонтов — ликвидация обрывности штанг. Анализ причин обрыва штанг показывает, что одна из главных причин связана с интенсивным отложением парафина и асфальто-смолистых веществ в насосно-компрессорных трубах и на штангах. Значительные отложения асфальто-смолистых веществ и парафина приводят к резкому увеличению нагрузок в штангах при ходе вверх и задержке их при ходе вниз. При этом происходит увеличение амплитуды нагрузок, повышаются приведенные напряжения, что ведет к усталостному напряжению колонны штанг. Некоторую отрицательную роль играет наклонно направленная конструкция скважины.

Другой причиной обрывности штанг является образование стойкой

скважин при содержании воды в нефти более 40%. Обрывность зависит также от коррозионно-механического износа и качества поступающих с завода новых штанг. Хорошие результаты с целью уменьшения обрывности штанг дают применение дефектоскопии, использование двухплунжерных насосов

---

НСНВУ, малогабаритных насосов с увеличенным проходным сечением приемного клапана, а также оптимизация использования глубинно-насосного оборудования и режимов его работы по СТО—03-08-08, разработанному в БашНИПИнефть.

Борьба с осложнениями от асфальто-смолистых и парафиновых отложений ведется путем использования ингибиторов и растворителей, промывками горячей нефтью скважин и т. д.

Для борьбы с истиранием насосных штанг и труб в наклонных скважинах необходимо применять протекторы, капроновые направляющие втулки и роликовые муфты.
2.6. Динамика отборов нефти и жидкости и нагнетание агента в пласт

По состоянию на 1.01.2002г. всего из залежи отобрано 37410,1 тыс.т, жидкости из них 19203,7 тыс.т. нефти, что составляет 52.1 от утвержденных извлекаемых запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,180.

Дебит добывающих скважин :на 1.01.2002 по жидкости он составил 16,0 т/сут,/по нефти 3,0т/сут, обводненность добываемой продукции составила 81,2 % против 75,3% в конце 2001 года. Среднесуточная добыча нефти по залежи 1722,8 т/сут, жидкости 7094 т/сут.

С начала разработки закачано всего 24946,2 тыс. т воды, среднесуточная закачка составляет 4758,3 т/сут. Компенсация отборов закачкой с начала разработки составляет 61,4 %. компенсация годового темпа отбора закачкой составила до 88,1,2% против 60,2% за 2001 год. Максимальная добыча за всю историю разработки Гремихинского месторождения отображаются в Основных показателях залежи пласта А4 (таблица№ 12 ). Снижение добычи нефти обусловлено возрастанием обводненности продукции, а также отставание ввода паронагнетательных скважин (развитие теплового воздействия). Динамика годовой добычи нефти, жидкости, закачки

---

Смотрите также файлы

• Тема особенности конструирования современного урока.pdf

• Семинар бадарламасы ебекшіаза ауданы 2023 жыл.docx

• Кафедра экономики и управления.doc

• Практическая работа 1 Лучшие модели и практики наставничества педагогических работников в Российской Федерации Задание.docx

• Придумайте свои задания по одному, составленному в соответствии с приведенными принципами композиции, представьте их в презентации используя рекомендации тест PowerPoin.doc