2.2 Технологічні режими роботи свердловин та їх аналіз

Поклад Піднасув розробляється на даний час 20 свердловинами, які експлуатуються з допомогою ШГНУ. Основні технологічні режими роботи свердловин приведені в таблиці 3.2.

Як видно з таблиці 3.2 всі свердловини високообводнені (40-99% води), малодебітні (дебіт по нафті 0,1-2 т/добу). Але свердловини характеризуються стабільністю роботи і їх дебіти протягом року практично не змінюються, що говорить про те, що родовище працює на режимі виснаження.

Всі свердловини працюють з частотою коливань верстата-качалки від трьох до шести коливань, при довжині ходу від 1,5 м до 3 м. Глибина спуску насосів є досить значною – від 1500 м до 2222 м, в середньому складаючи 2000-2100 м, що викликано високим вмістом газу в продукції свердловин при їх малому дебіті.

2.3 Конструкції, глибинне та поверхневе обладнання свердловин

Видобуток нафти на родовищі ведеться з 1954 року. Головні блоки повністю розбурені та облаштовані і розробляються з площовим заводненням покладу. Середня глибина свердловин, які експлуатують менілітові відклади та еоценові складають 2300 м.

Раціональним способом експлуатації на родовищі і практично єдино можливим є глибинно-насосний, поточні дебіти свердловин коливаються в межах 0,1-1,6 т/добу і в середньому складають 0,5-0,9 т/добу.

Схема ШГН містить таке обладнання: наземне – верстат-качалку, облад-нання гирла; підземне – насосно-компресорні труби, штанги насосні, штанговий свердловинний насос і різні захисні пристрої, які поліпшують роботу установки в ускладнених умовах.

Гирлове обладнання призначене для герметизації затрубного простору, внутрішньої порожнини НКТ, відведення продукції свердловини і підвішування колони НКТ. Гирлове обладнання складається з гирлового сальника, хрестовини і запірних кранів.

Самовстановлюючі гирлові сальники виробляють двох типів: з одним і двома ущільненнями. Тип сальника вибирають залежно від ступеня газопроводів і висоти положення статистичного рівня рідини в свердловині. Гирловий сальник складається із самовстановлювальної сальникової головки і трійника. Він герметизує вихід гирлового штока за допомогою сальникової головки і забезпечує відведення продукції через трійник. Трійник угвинчують у муфту НКТ. Відмінна особливість сальника полягає в наявності просторового кульового шарніру між головкою сальника і трійником. Кульове з’єднання забезпечує самовстановлення сальника при неспіввісності сальникового штока з віссю НКТ, виключає однобічне спрацювання ущільнення набивки і полегшує процес зміни набивки. Самовстановлюючі гирлові сальники розраховані на робочий тиск 4 МПа.

Колона НКТ підвішена на конусі в хрестовині і розміщена ексцентрично відносно осі свердловини, що уможливлює спускання приладів у затрубний простір через спеціальний гирловий патрубок із засувкою. Для перепуску газу із затрубного простору в промисловий нафтопровід і запобігання розливання нафти у випадку обриву гирлового штоку передбачені зворотні клапани.

Штанги призначені для передавання зворотно-поступального руху плунжеру насоса. Штанга являє собою стрижні кругового перерізу. Викорис-товують на покладі для експлуатації свердловин штанги з легованих сталей діаметром (по тілу) 16, 19, 22 і 26 мм і довжиною 8 м для нормальних і корозійних умов експлуатації, Для регулюванню довжини колони штанг з метою нормальної посадки плунжера в циліндр насоса є також укорочені штанги довжиною 1; 1,2; 1,5; 2 і 3 м. Штанги з’єднують муфтами, для цього кінці штанг мають потовщені головки з накатаною різьбою і квадратним перерізом для захоплення ключами.

На родовищі застосовуються насоси вставного типу НВ-32 з глибиною спуску до 2100 метрів. Конструкції колони штанг триступінчаті, діаметром 19·22·25 мм. Довжини ступенів колони у процентному співвідношенні 55·20·25По міцності застосовуються 50штанг оброблених струмами високої частоти. Застосовуються типи верстата-качалки угорського виробниц-тва – “UR-12” та вітчизняного СКН-10, які працюють при максимальній довжині ходу полірованого штоку 3 метри і числі коливань головки-балансира 4-6 за хвилину.

2.4 Аналіз результатів дослідження свердловин.

У проекті розробки Бориславського нафтового родовища, складеного в 1978р. [3], передбачалось вести контроль за розробкою родовища і проведення наступного об’єму робіт по дослідженню свердловин

Намічені заходи в основному виконуються.

Нерегулярно проводяться заміри пластового тиску через неможливість довготривалої зупинки свердловини на їх відновлення. Дані про проведення досліджень свердловин відображені в таблиці 3.3.

Визначення коефіцієнту світло переломлення не проводилось в зв’язку з високою обводненістю.

На період дорозробки родовища об’єм дослідних робіт слід продовжити в об’ємі передбаченому в проекті розробки. Враховуючи незначні рівні відборів нафти з покладів та обмежені можливості підприємства, періодичність проведення досліджень на продуктивність, заміри пластового тиску, рівнів рідини, профілів приймальності встановлюється один раз на рік. Особлива увага зосереджена на замірах пластового тиску, а також на зняттях характе-ристик “до” -“після” під час проведення геолого-технічних заходів з впливу на ПЗП, як один з методів регулювання процесу розробки.

Таблиця 2.3. – Об’єми і періодичність проведення дослідницьких робіт.

№

п/п | Вид робіт | Періодичність та кількість робіт.

Планова | Фактична

1. | Контрольний замір дебітів нафти, газу і води. | 1 раз на місяць | 1 раз на місяць

2. | Дослідження, свердловин для визначення оптимального режиму роботи. | 2 рази

на рік | 1 раз

на рік

3. | Визначення приймальності нагнітальних свердловин. | Постійно | Постійно

4. | Замір пластових тисків в зупинених свердловинах. | 2 рази

на рік | 2 рази

на рік

5. | Зняття індикаторної діаграми | 2 рази

на рік | 3 рази

на рік

6. | Замір динамічних і статичних рівнів рідини в зупинених свердловинах. | 2 рази на рік | 1 раз

на рік

7. | Визначення профілів приймальності нагнітальних свердловин. | 2 рази

на рік | 1