12.02-17.02

41

Немає подачі насоса

ВРРС

18.02-21.02

24

Немає подачі насоса

ВРРС

22.03-23.03

23

Немає подачі насоса

ВРРС

24.03-28.03

29

Немає подачі насоса

ВРРС

28.03-29.04

33

Ловильні роботи

ВРРС

19.04-25.04

4

Достріл пласта

Здійснено

Характер робіт при проведені капітальних ремонтів пов'язаних з дією на при вибійну зону пласта з метою підвищення продуктивності свердловин описаний в пункті2.5.

Проаналізуємо дані про причини ремонтів свердловин з ШГН та про віднови роботи насосів в 2011 р.

Таблиця 2.7-Причини ремонтів свердловин на Прилуцькому родовищі

№п/п	Причини відмови роботи насосів в свердловинах	Роки	Відпрацьованихдіб	Кільк.ремонтів	Напрац.наремонт	№свердловини
1	2	3	4	5	6	7
1	Обрив штанг	2010	644,4	4	166,1	27,12,29,27
		2011	460,8	3	153,6	24,29,37
2	Через порушення умов експлуатації і технології при ремонті свердловин, - насос не ремонтується	2010	382,6	2	191,3	24,14
		2011	491,6	2	245,8	18,14
3	Несправність насоса (негерметичність клапанів, зносилась пара "плунжер- циліндр", порожнини насоса в парафіні, мехдомішках)	2010	1069,6	7	152,8	14,14,14,14,14,29,14
		2011	1622,4	8	202,8	27,29,18,37,18,29 24,27
4	Ремонти, обумовлені порушенням технологічної дисципліни	2010
		2011
5	Г.Т.М., інші причини	2010	165,2	2	82,6	4,4
		2011	69,3	1	69,3	37
	Всього:	2010	2215,5	15	147,7	-
		2011	2413,6	14	172,4	-

За 2011 рік на Прилуцькому родовищі було виконано 14 ремонтів свердловин з ШГН, тобто на один ремонт порівняно з 2010 роком менше з них 13 як і 2010 році пов'язано з відмовою роботи насосів. Дані про ремонти за 2011 рік приведені в таблиці2.7.

Відмова роботи насоса через обрив штанг тримається на рівні 2010 року, ще на один ремонт менше, а напрацювання на відмову через обрив штанг зменшилась порівняно з 2010 роком на 12,5 діб. По цій причині було проведено всього три ремонти - обрив або відкрути штанг.

Обриви штанг обумовлені довготривалою експлуатацією без заміни (так на свердловині № 29 штанги працюють з 1994 року), також через порушення умов складуванні, перевезеннях, вантажно-розвантажувальних роботах і т.п. Крім цього насоси застосовуються з високою ступінню підгонки пари "циліндр - плунжер" і в зв'язку з наявністю мехдомішок відбувається підклинювання плунжера - це також впливає на працездатність штанг. Також в двох випадках був заводський брак: по свердловині № 37 (експериментальний насос і станок - качалка) коротка штанга діаметром 7/8" мала діаметр =28,5 мм замість 29 мм і висковзнула з муфти.

Крім того обриви штанг, можливо, відбуваються через неправильну компоновку колони штанг, зумовлену відсутністю в управлінні достатньої кількості штанг діаметром 25 мм.

Число ремонтів свердловин з насосами, по яким тяжко відновити працездатність залишилась на рівні 2010 року (див. табл.2.7, пункт 2), в основному, це наслідки недотримання технологічної дисципліни ремонту свердловин з ШГН в бригадах цеху ПіКРС і умов експлуатації свердловин. Так, ремонт в вересні по свердловині № 14 - дзеркальна поверхня плунжера пошкоджена металічною стружкою (260 діб роботи). На інших родовищах мали місце наступні випадки: свердловина № 14 Мільки - корпус насоса сплющений в середній частині на довжині 1 м, в цьому місці заклинений плунжер; свердловина №14 Скороходи - після 15 діб роботи плунжер має повздовжні полоси по всій довжині; свердловина № 83 Богдани - випрацювання плунжера в вигляді трьох поперечних ліній і зменшення його діаметра в цих місцях - компресію в цеху не відновили.

Основна причина відмови роботи насосів ШГН - їх несправність (див. табл.3,7 пункт 3), - це негерметичність клапанів, знос плунжерної пари, засмічення порожнин насосів та клапанів - відкладами АСПВ, мехдомішками, залишками рослин і інше. По цій причині проведено 8 ремонтів або 61,5 % об'єму робіт по Ремонту насосів ШГН, це на один ремонт більше, ніж в 2010 році і зросло напрацювання на відмову роботи насосів на 50 діб або на 33 %.

Причини відмови роботи насосів ті ж, що і в попередні роки:

1) брудні свердловини, в рідині яких сторонні тіла рослинного походження, резина, дерево. По причині забруднення робочих органів насосів перерахованими предметами проведено 3 ремонти або 39 %, що нижче рівня 2010 року, коли було проведено 4 ремонти і в 2011 році дало скорочення; затрат по ремонту насосів через забруднення свердловин на 35,7 %;

2) механічні пошкодження корпусів клапанів і посадочних кілець - 1 ремонт;

3) викривлення штока плунжера - 1 ремонт;

4) решта ремонтів - 2 ремонти - корозія клапанів і 1 ремонт - негерметичні НКТ.

У рядку 4 таблиці2.7 не вказано жодного ремонту, пов'язаного з порушенням технологічної дисципліни при транспортуванні і спуску насосів в свердловину, вже на протязі двох років (2010, 2011 р. р.), що є хорошим показником.

У рядку 5 таблиці2.7 приведені ремонти свердловин, що пов'язані з геолого-технічними заходами - всього 1 ремонт пов'язаний з переводом свердловин на роботу з ШГН.

Протягом 2011 року в НГВУ "Чернігівнафтогаз" на Прилуцькому родовищі була проведена пробна експлуатація безбалансирного станка-качалки з довгоходовим 2-ох секційним насосом НСВ 2x32, довжина кожної секції по 5 метрів, довжина хода плунжера до 9 метрів. Цей експериментальний станок - Качалка і експериментальний насос як все нове - приживається тяжко, - в червні

спустили насос в НКТ діаметром 3" (d=73 мм) і чекали привід, до вересня, запустили насос, при пробних запусках подачі не було, насос створював тиск на закриту засувку до 5 атм., на відкриту - до 2 атм., причина відсутності подачі була в тому, що насос був спущений без центруючого кільця, тому був допущений люфт 19 мм, при цьому були великі витікання в замковій опорі. Потім запуск 6.11.00 і 7.11.00, в 22 годині відбувся обрив штанг (заводський брак коротких штанг), при цьому було пошкоджено привідний ланцюг станка-качалки, після чого 6.12.00 насос запустили в роботу і 15.12.00 в 16 годині відбувся обрив ланцюга. У даний час свердловина стоїть.

3.7 Висновки про стан експлуатації свердловин та рекомендації щодо його покращення

Серпухівський горизонт Прилуцького нафтового родовища розробляються шістьма свердловинами, всі шість свердловин експлуатуються штанговими свердловинно-насосними установками. Особливістю роботи свердловин є те що вони працюють з малими дебітами, більше того - три з (свердловини № 14, 16, 18) них працюють періодично: дві свердловини, а саме свердловини № 14 та № 18, з періодом накопичення 12 годин, а свердловина № 16-20 годин накопичення за добу. Періодична робота даних свердловин, на мою думку, викликана тим, що свердловини мають малий коефіцієнт продуктивності. У зв'язку з цим я пропоную збільшити коефіцієнт продуктивності шляхом проведення в свердловинах гідравлічних розривів пласта, електродинамічної дії на пласт (новий метод дії на ПЗП, що застосовується на родовищах НГВУ "Чернігівнафтогаз") та інших методів дії на привибійну зону пласта. Конкретно на свердловині № 16 пропоную провести потужний гідравлічний розрив пласта з використанням американської спецтехніки та матеріалів.

Ще однією негативною рисою є те, що на свердловинах часто проводяться ремонти, так за 2011 рік на 8-ох свердловинах, що експлуатуються ШГНУ було проведено 14 ремонтів. Основною причиною ремонтів є несправність насоса - негерметичність клапанів, знос плунжерної пари, засмічення порожнин насосу і клапанів відкладами АСПВ, мехдомішками, залишками рослин і ін. Для попередження ремонтів, що пов'язані з порушенням технологічної дисципліни, недбалося при зборці і спуску обладнання в свердловину, запровадити штрафні санкції.

Висновок

Отже, ми провели детальний аналіз Прилуцького нафтового родовища. Ми Повністю виконали мету нашої курсової роботи і дізнались про те, які технології використовуються для видобування нафти, а також провели детальний аналіз покладів корисних копалин. Для більш повного отримання інформації про сучасний стан родовища ми детально проаналізували його стан за останні сорок років. Це дозволить нам зробити важливі висновки про "здоровя" родовища у майбутньому, та дозволить зробити удосконалення його продуктивності.

Родовище багатопластове. Тектонічні порушення ділять структуру на окремі блоки. Продуктивні пласти складені різнопроникними, літологічно неоднорідними колекторами. Все це суттєво ускладнює розробку покладів. Розробляються три експлуатаційні об'єкти: Б (об'єднує горизонти Б і Б2, Б3), С (горизонт С₈₊₉) та В (горизонти В13, В14, В15, В16).

На Прилуцькому родовищі пробурена 41 пошуково-розвідувальних свердловин. Поклади нафти розроблялись 28 свердловинами. Відмінна риса родовища - експлуатаційні об'єкти перебувають на різних стадіях розробки. Основний об'єкт В - на пізній стадії розробки.

Відповідно до проектних документів на родовищах проводяться роботи з "штимізації системи розробки та інтенсифікації видобутку рідини. У зв'язку з цим по родовищу досягнута не тільки стабілізація, але й зростання видобутку нафти. На Прилуцькому родовищі доведена так як і на Гніденцівському родовищі можливість стабільного збільшення річного видобутку нафти в результаті послідовної реалізації ефективних проектних рішень.

Клімат району розташування Прилуцького нафтового родовища помірно континентальний. Середньорічна температура повітря дорівнює +7,2°С, максимальна середньомісячна температура +20°С, а мінімальна - 9°С. Середньорічна кількість опадів складає 542 мм в рік, при цьому більша їх кількість переважно випадає влітку.

Прилуцьке нафтове родовище розташоване на 4 км північніше міста Прилуки Чернігівської області. Район родовища характеризується добре розвинутою мережею доріг. У місті Прилуки розташовано нафтогазовидобувне управління, що здійснює розробку і експлуатацію нафтових і газових покладів, та управління бурових робіт, що проводить буріння пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин.

У орогідрографічному відношенні родовище приурочено до горбистої рівнини, прорізаної річкою Удай, а також густою мережею балок і ярів.

Щодо подальшого прогнозування подальшої розробки візейських покладів Прилуцького нафтового родовища можна сміло говорити, що при грамотному використанні МКЛ і при видобутку не більше 400 тон за рік, родовище може бути надійним джерелом корисних копалин найближчі 59 років.

Література

1. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - Москва: Недра, 1969. - 240 с.

2. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования / Под ред.Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдуллаев. - М.: Недра, 1985. - 392 с.

3. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1984. - 464 с.

4.Г.С. Лутошкин. Сбор и подготовка нефти газа и воды, М., Недра 1979, 319с.

5.Г.С. Лутошкин, И.И. Дунюшкин. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах.М., Недра 1985, 663 с.

6.Л.И. Борщенко. Подготовка газа и конденсата к транспорту.М. Недра, 1997, 143 с.

7. В.Ф. Медведев. Сбор и подготовка нефти и воды.М. Недра 1993, 221 с.

Размещено на Allbest.ru