CARACTERISTICI FOND marginale
Wells în
SA „Orenburgneft“
Înapoi în lucrările timpurii ale AN Adonina ratele propuse de clasificare flux pentru sonde de producție în trei grupe [122, etc.]: Multiparticule medie și cu randament scăzut. Prin mnogodebitnym sunt bine pe această clasificare. pentru care doriți să utilizați cele mai puternice pompe fabricate în masă. Limita dintre sondele multi- și mijlocii de producție propuse [3] determinat prin formula
Q- unde valoarea de delimitare a debitelor și a sondelor rata de producție multi-mediu. m 3 / zi; H - înălțimea recuperării lichidului, m.
La recomandarea AN Pompe Adonina considerare posibila reducere a performanțelor prăjini cu creșterea lichid înălțimea de ridicare toate godeurile la un debit de 100 m3 / zi sunt mnogodebitnym indiferent de înălțimea de creștere a lichidului.
Grupul cuprinde în mod convențional puțuri marginale. la un debit de 5 m3 / zi la înălțimea de ridicare a fluidului de până la 1400 m; la un debit de 3 m3 / zi la înălțimea de creștere a fluidului mai mult de 1.400 m [3]. Baza pentru alocarea de sonde marginale într-un anumit grup a fost necesitatea de a folosi o astfel de puțuri neproductive speciale și echipamente ușoare care operează pe un bine potrivite pentru fiecare mod.
Evident, godeurile nu se încadrează în grupul de multi- și marginale, trebuie să fie atribuite în intervalul mediu.
Fondul de sonde marginale necesare pentru buna funcționare el zadalzhivaniya o proporție semnificativă a resurselor umane și materiale disponibile la producătorul de petrol și gaze. În acest context și ținând cont de specificul activității întreprinderilor în condiții de piață, este necesar să se îmbunătățească în mod continuu metoda de moduri de alegere de creștere a producției bine la suprafață, setați modul de funcționare a echipamentelor de pompare, precum și pentru a îmbunătăți furnizarea de informații, trebuie să selectați și să mențină condiții optime de funcționare a sondelor marginale.
În câmpurile petroliere din „Orenburgneft“ puțuri de extracție se caracterizează printr-o modificare a ratelor de curgere într-o gamă largă de debite lichide și variază de ulei de la câteva sute de litri până la zeci sau sute de metri cubi pe zi. Acest lucru se datorează variabilității proprietăților rezervor ale straturilor productive ale obiectelor de dezvoltare.
De interes special sunt puțuri marginale, care reprezintă peste 20% din piscină.
stare caracteristică puțuri marginale și distribuția acestora sunt prezentate în Tabelul NGDU. 6.1, 6.2.
Tabelul 6.2Raspredelenie MDS SA "Orenburgneft"
nivel dinamic ajungând la 1780 de metri.
Analiza parametrilor tehnico-economici ai SHSNU operațiuni au arătat că o scădere a coeficientului de furnizare sonde marginale SRP de la 0,4 la 0,2 și 0,1 conduce la o creștere semnificativă a costurilor unitare de foraj creștere de producție. De exemplu, consumul de energie per 1 tonă de lichid produs cu scăderea ratei de curgere în intervalul indicat este crescut 90-132 și 162 kW / h, respectiv.
O anumită creștere a ofertei coeficientul SRP prevăzut în primul rând prin creșterea lungimii cursei pistonului, atunci schimbarea balansier capului sinusoidei și numai în ultimă instanță, pompa pentru acest diametru diferit.
Alimentați puțuri marginale în multe zone producătoare de petrol în legătură cu epuizarea câmpurilor lungi dezvoltate de la an la an. Tendința aceeași creștere a numărului de puțuri marginale pot fi urmărite în țările producătoare de petrol străine. Astfel, o creștere a fondului american acestor fântâni în 1975 a fost în principal din cauza producției reduse de puțuri mecanizate, dintre care unele au fost anterior nerentabilă pentru a exploata. Creșterea prețurilor la petrol au ajutat să le aducă în funcțiune profitabilă atunci când apa se taie până la 99%. Asociația Națională pentru puțurile marginale consideră că „o tona de ulei extras din fântâni marginale - este o tonă care îmbunătățește balanța de plăți.“
Din materialul de mai sus arată că cavitățile marginale reprezintă o parte importantă a colecției de „Orenburgneft“. Ulei pe acesta constituie o proporție mică (3,8%) de unificare totală prin extracție. Cu toate acestea, având în vedere numărul mare de sonde marginale finanța soluția problemelor privind îmbunătățirea costurilor de funcționare și economia este de mare importanță.
Tabel. 6.3 prezintă rezultatele evaluării rolului sondelor marginale în formarea producției medii zilnice de petrol la pre-a unității de producție „Orenburgneft“.
Se poate observa că sondele marginale distribuite pe intervalele modifica debitul de fluid este extrem de inegală.
Deoarece viteza de curgere a lichidului de 1 m 3 / zi lucrată 40 de godeuri (13%), oferind o producție zilnică totală de lichid 11,87 m 3 (1,17%) și un debit lichid de 2,1 m 3 / zi 18 sonde (6% ), oferind o producție zilnică totală de fluid 27,17 m 3 (2,8%). 256 godeuri (81%), caracterizate printr-o schimbare de debit mediu zilnic de fluid de la 2 la 5 m 3. Astfel, 588 (19%) la un debit de sonde de fluid la extracție lichid 2 m 3 / zi a fost de numai 38,45 m3 / zi, care Aceasta corespunde extracției lichid zilnic total 3,97%. Acest grup de sonde din activitatea operațională ar trebui să se acorde mai multă atenție.
După cum reiese din observațiile, ponderea petrolului produs din fântâni marginale, în ultimii ani a rămas practic constantă, există doar mici fluctuații în câțiva ani.
Pentru că schimbările structurale din stocul bine marginale sunt schimbări semnificative asociate cu dezvoltarea de noi facilități și dezvoltarea de sonde cu evenimentul.
Trebuie remarcat faptul că uleiul principal din fântâni marginale, egală cu 95-96%, oferă un grup de fântâni, care curg ratele variază în intervalul de la 2 la 5 m 3 / zi. Ponderea primului grup cu debite de la 0 la 1 m 3 / zi, iar al doilea grup de sonde cu debite de 1,1 la conturi 2 m 3 / zi, timp de doar 4-5% din volumul de ulei din fântâni marginale.
Tabelul 6.3Svedeniya din producția medie zilnică de lichid și ulei în OAO „Orenburgneft“