+3 8(066) 185-39-18
fнафтового газу – 78,603 млн м3.
По об'єкту спотерігається відставання річних показників видобутку нафти і рідини від проектних відповідно на 35,1 % і 65,8 %. Проте середньодобові дебіти видобувних свердловин по нафті перевищують проектні на 24,1 %. Середньодобові дебіти по рідині менші від запроектованих на 34 % у зв'язку з меншою від проектної обводненістю продукції – 71,9 %.
Системою ППТ на даному обєкті передбачено наявність однієї нагнітальної свердловини. Фактично на Козіївському родовищі нагнітання рідини проводиться лише по обєкту В-22-Т-1.
Річні видобутки за 2008 р. по об’єкту складають: 8,432 тис.т нафти, 9,989 тис.т рідини, 1,045 млн м3 нафтового газу. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі становить 0,223.
За час експлуатації з об’єкта В–22 23+Т–1 видобуто:
нафти – 1670,083 тис. т;
рідини – 1956,203 тис. т;
нафтового газу – 723,132 млн м3.
Поточний коефіцієнт нафтовилучення складає 0,362. Відставання фактичних показників річного видобутку нафти – 49,9 %, рідини – 23,4 % та нафтового газу – 57,3 % зумовлене меншою від проектної кількістю видобувних свердловин. Фактична кількість видобувних нафтових свердловин менша за проектну на 62,5 %.
Слід зауважити, що затверджена у проектному документі схема ППТ не виконується – фактичний фонд нагнітальних свердловин менший від проектного на 33 %. Накопичена компенсація відборів рідини в пластових умовах перевищує запроектовану на 39,5 %. Відмічається динаміка зростання середньодобових дебітів видобувних свердловин по нафті і по рідині відповідно на 14,1 % і 74,8 %. Другий об’єкт розробки згідно технологічної схеми (1989 р.) – горизонти В 14 21 планувалось розробляти з 1996 року свердловинами 35 і 37. Станом на 01.01.2009 р. об’єкт розробляється п’ятьма свердловинами. Горизонти В 14 15 експлуатуються свердловинами 24, 35; горизонт В 17 розробляється свердловиною 50; горизонт В 20 розробляється свердловиною 32, а розробка горизонту В 21 здійснюється свердловиною 40, переведеною з горизонту В 22.
Розробка покладу велась з перервою з 1980 року по 1984 рік та з 1994 року по даний час. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі – 0,223. Розробка об’єкту знаходиться на початковій стадії. Крім того слід відмітити, що розробкою охоплені не всі горизонти. Поклади горизонтів В-14-21 передбачалось розробляти на природному пружно-водонапірному режимі, але фактично відмічається стрімке зниження пластового тиску, що супроводжується падінням дебітів нафти.
Отже, судячи по характеру падіння пластового тиску об’єкт працює на пружноводонапірному режимі з перевагою пружного режиму.
За час експлуатації з об’єкта видобуто:
нафти – 347,657 тис. т;
рідини – 488,579 тис. т;
нафтового газу – 78,603 млн м3.
По об'єкту спотерігається відставання річних показників видобутку нафти і рідини від проектних відповідно на 35,1 % і 65,8 %. Проте середньодобові дебіти видобувних свердловин по нафті перевищують проектні на 24,1 %. Середньодобові дебіти по рідині менші від запроектованих на 34 % у зв'язку з меншою від проектної обводненістю продукції – 71,9 %.
Системою ППТ на даному обєкті передбачено наявність однієї нагнітальної свердловини. Фактично на Козіївському родовищі нагнітання рідини проводиться лише по обєкту В-22-Т-1.
Річні видобутки за 2008 р. по об’єкту складають: 8,432 тис.т нафти, 9,989 тис.т рідини, 1,045 млн м3 нафтового газу. Досягнутий коефіцієнт нафтовіддачі становить 0,223.
2.Застосоване обладнання.
Штангова насосна установка ШНУ складається з наземного і підземного обладнання. До підземного обладнання відноситься: штанговий свердловинний насос, насосні штанги і труби. До наземного обладнання входить верстат-качалка, який складається з електродвигуна, кривошипа, шатуна, балансира.
Принцип дії штангової насосної установки
Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами — один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатується за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від часток тонни до 400 т/добу.
Свердловинний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг.
Насосна установка на рис.1 складається з насоса 1, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки , установленого на поверхні в устя. Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосно-компресорних (піднімальних) труб 3, а плунжер 2 підвішений на колоні штанг 4. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з'єднана з головкою балансира 13 станка-качалки канатною чи ланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжер встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині — всмоктувальний клапан.
Рис.1 – Насосна установка:
1 — плунжерний глубинний насос; 2 — плунжер; 3 — насосно-компресорні труби; 4 — штанга; 5 — полірований шток; 6 — головка балансира; 7 — балансир; 8 — шатун; 9 — кривошип; 10 — редуктор; 11 — клинопасова передача; 12 —електродвигун; 13 — балансир.
Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначенийдля запобігання витоку рідини уздовж сальникового штока, що рухається.
Через бічний відвід трійника рідина зі свердловини направляється у викидну лінію.
Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна 12 через редуктор 10 і