Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

4.Характеристика фонда механизированных скважин 

     По  состоянию на 1.01.2009 года на Карамалинской  площади Ромашкинского месторождения  весь добывающий фонд составляет 470 скважин. Действующий добывающий фонд насчитывает 211 скважин, весь фонд механизирован: 81 скважина оборудована ЭЦН, 130 - ШГН. Характеристика фонда добывающих скважин представлена в таблице 4.1.[2] 

     Таблица 4.1

     Характеристика  фонда добывающих скважин 

 

     

     Рис.4.1 Соотношение эксплуатационных скважин по категориям 
 
 

     Из  гистограммы видно, что половина скважин добывающего фонда приходятся на действующие (211 скважин); 120+2 скважин – ликвидированные + ожидающие ликвидации, что составляет 26 % от общего добывающего фонда; переведены под закачку (дейст. + безд.) – 47 скважин, что составляет 10 %; в бездействии находятся 9,8 % скважин от общего добывающего фонда; в консервации 27 скважин (5,7%) и 17 скважин переведены под другие горизонты, что составляет 3,6% от общего добывающего фонда. 

Анализ  конструкции скважин 

     Элементы  конструкции скважин приведены  на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

     

     Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок  на глубину от 50 до 400 м диаметром  до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

     Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины.  [9]

      

Рис. 4.1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; 
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; 
IV - эксплуатационная колонна.

     В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

     Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

     При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.[9] 

Анализ  типов применяемого устьевого и  подземного оборудования 

Таблица 4.2

     Распределение скважин по типу применяемых насосов 

 
 

Продолжение таблицы 4.2 

 
 

 

Рис. 4.2. Распределение скважин по типу применяемых насосов

 
 

Данные  рис.4.2 свидетельствуют, что среди ШГН больше всего скважин оборудованных насосом 20-125-RHAM-12-4, которые составляют 19% от общего числа скважин,  в отличии от наименее распространённых насосов НВ1С, которые составляют 6,2%(13 скв.). А среди ЭЦН больше всего скважин оборудованных насосом ЭЦHА5(10,0%), меньше - ЭЦHА5-60-1350( 3,3% от общего числа скважин). 

Таблица 4.3 

     Распределение скважин по типу устьевого оборудования 

 
 
 

     Продолжение 4.3 

 

Рис. 4.3. Распределение скважин по типу устьевого оборудования 

Видно, что наибольшее количество скважин (51 скв.) оборудованы СКД8-3-4000, которые составляют 24,2 % от общего числа скважин. 33 скважины оборудованы СК8-3,5-4000, которые составляют 15,6% от общего числа.  28 скважин оборудованы ПНШТ80-3-40 (13,3%). 11,4 % скважин оборудованы UP-12Т-3000-5500. А наименьшее количество скважин(7 скв.) оборудованы ПHШ80-3-40-01, которые от общего числа скважин составляют 3,3%.

    

    

    Распределение действующего фонда по длине хода и числу качаний показано на рис.4.4 и 4.5.

    Таблица 4.4 

    Распределение фонда скважин по длине хода  

 

    

Рис. 4.4. Распределение скважин по длине хода плунжера 

    Как видно из рисунка 4.4. 35% скважин работают с длиной хода плунжера 2,1-2,5м. и 29% - с длиной хода 1,7-2м, 17% с длиной хода 1,6-1,3м, остальная часть скважин работают при минимальных параметрах, с длиной хода плунжера до 1,2м.

    Таблица 4.5

    Распределение фонда скважин по числу качаний