Отчет по практике в ОАО «Сургутнефегаз»

Содержание.

1. Структура предприятия. Организация труда и управления производством.
1. Организационная структура НГДУ.
2. Работа предприятия в современных условиях хозяйствования.
2. Работа на должности техника, мастера.
1. В ЦДНГ.
1. Анализ способов добыче на месторождении.
2. Способы повышения эффективности использования эксплуатационного фонда скважин на промысле, в НГДУ.
3. Обслуживание АГЗУ «Спутник» и «АСМА».
4. Комплексная автоматизация процессов нефтегазодобычи и компьютеризация технологий добычи нефти и газа.
5. Депарафинизация скважин с применением химических реагентов.
2. В ЦТиКРС.
1. Снижение стоимости ремонтных работ и увеличение МРП.
2. Составление суточного рапорта мастера.
3. Технология вскрытия продуктивного пласта.
3. В ЦНИПРе.
1. Составление плана исследовательских работ в скважине.
2. состояние разработки месторождения.
3. Новые методы повышения нефтеотдачи пластов.
4. В ЦППН.
1. Система сбора продукции скважин в условиях Федоровского месторождения.
2. Осуществление контроля за работой системы нефтесбора.

СНТО. 13050302. Э-04

Изм.

лист

№ докум. дддокум

Подп.

Дата

Разраб.

Отчет

Лит.

Лист

Листовв

Пров.

у

2

47

СНТ Гр. Э-04

Н. контр.

Утв.

Федоровсокого месторождение

ЦДНГ-1

Организационная структура

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

3

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

4

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

ВВЕДЕНИЕ

В течение многих лет нефтегазовый комплекс является основой энергосбережения и одним из ее важнейших народно-хозяйственных  комплексов. Сегодня нефтегазовый комплекс обеспечивает более 2/3 общего потребления  первичных энергоресурсов и 4/5 их производства. Нефтегазовый комплекс является главным  источником налоговых (около 40% доходов  Федерального бюджета и порядка 20% консолидированного бюджета) и валютных (порядка 40%) поступлений государства. На долю нефтегазового комплекса приходится 12% промышленного производства России и 3% занятых в нем.

В настоящее время решать проблемы сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и  газа становится весьма сложной задачей  из-за ряда неблагоприятных факторов: обводнения скважин, истощения старых месторождений, резкого сокращения объема геологоразведочных работ, что  ограничивает выбор нефтяных и газовых  месторождений, расположенных в  благоприятных для освоения регионах; сокращения объемов строительства  новых скважин на действующих  площадях из-за отсутствия финансирования этих работ, ухудшения использования  фонда скважин, сокращения их общего количества; увеличение числа бездействующих скважин.

Фонд бездействующих скважин  превышает 1/4 эксплуатационного фонда (из 140000 скважин неработающий фонд составил 40000 скважин). Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработки запасов нефти. В конечном счете все это приведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%) что при сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно 65 - 80 миллиардов долларов.

Наблюдается снижение эффективности  нефтедобывающей отрасли: непрерывное  падение добычи нефти с 307 миллионов  тонн в 1995году, до 300 миллионов тонн в 2000 году; непрерывное уменьшение среднего дебита новых скважин с 17,4 тонн в  сутки в 1990 году до 10 тонн в сутки  в 1998 году; снижение в этот период среднего дебита одной нефтяной скважины до 8 тонн в сутки и рост обводненности до 80%; крайне низкий уровень и непрерывное снижение показателя эффективности геологоразведочных работ (прироста запасов на 1 м разведочного бурения) с 190 тонн на метр в 1995 году до 160 тонн на метр в 2000 году; увеличение удельного расхода электроэнергии с 72 КВт*ч/тонн в 1990 году до 86 КВт*ч/тонн в 1998 году.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

5

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 тонн в сутки составило около 55% то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 тонн в сутки.

ОАО «Сургутнефегаз» одно из крупнейших нефтегазодобывающих  предприятий России. По объемам добычи оно занимает ведущее место среди  предприятий отрасли. ОАО «Сургутнефтегаз» удерживает ведущие позиции по объемам  реализации продукции, по уровню использования  фонда нефтяных скважин, по вводу  в эксплуатацию объемов производственного  назначения.

Одна из главных задач  ОАО «Сургутнефегаз» - активизация  работы по восстановлению минерально-сырьевой базы. Второе, не менее важное стратегическое направление развития, - повышение эффективности разработки месторождений, повышение нефтеотдачи пластов на месторождения, вступивших в позднюю стадию разработки.

По итогам 2000 года ОАО  «Сургутнефегаз» было добыто 40620,8 тысяч  тонн нефти, введено 854 добывающих скважин, 71 разведочных скважин. Сверх годового задания добыто более 900 миллионов  кубических метров газа.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

6

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

1 ОЗНАКОМЛЕНИЕ С РАЙОНОМ ПРАКТИКИ

1. 1. Орогидрография

Яунлорское газонефтяное месторождение расположено в  Сургутском районе Ханты-мансийского  автономного округа Тюменской области, в 30-35 км от города Сургута.

В геоморфологическом отношении  район месторождения приурочен  к широтному течению реки Оби. Территория района сильно заболоченная. Расстояние от месторождения до нефтепроводов  Нижневартовск - Усть - Балык - Омск и  Тюмень - Курган - Альметьевск составляет 35-45 км.

В настоящее время в  городе Сургуте расположен крупный  порт Обь-Иртышского пароходства; большой аэропорт, связанный со многими населенными пунктами области и крупными городами России, а также с некоторыми странами ближнего и дальнего зарубежья. В настоящее время в Сургутском районе большая протяженность дорог с бетонным покрытием: Сургут - Нефтеюганск, Сургут - Пим, Сургут - Русскинские, Сургут - Когалым, Сургут - Ноябрьск, Сургут - Тобольск - Тюмень, железная дорога Тюмень - Тобольск - Сургут протяженностью 900 км и Сургут - Уренгой - 650 км.

В городе Сургуте построена  крупнейшая в Сибири ГРЭС, работающая на утилизированном попутном газе и  обеспечивающая электроэнергией нефтяную промышленность района. В Сургутском экономическом районе разведано  Локосовское месторождение керамзитовых и кирпичных глин, расположенное  в 100 км восточнее города Сургута, ряд месторождений керамзитовых глин в пойме реки Оби, а также выявлено Каменномысовское месторождение аглоноритовых глин (Юго-восточнее города Сургута), пригодных для получения легких, конструктивных и конструктивно-изоляционных бетонов. В русловых отложениях реки Лямин выявлены Приустьевское, Горшковское и Горненское месторождения песчано-гравийной смеси для строительных работ и строительства автомобильных дорог. Русловые мелкозернистые пески реки Пим пригодны для штукатурно-кладочных растворов и строительства автомобильных дорог.

В Сургутском районе имеются  огромные запасы торфа. Важным строительным материалом является лес.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

7

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

В качестве основного источника для  централизованного хозяйственно-питьевого  водоснабжения в районе Яунлорского  месторождения используются воды Отлым-Новомихайловского  водоносного горизонта третичного возраста. В разрезе горизонта  преобладают песчаники, поэтому  дебиты скважин колеблются от 4-х  до 26 литров в секунду. С 1981 года для поддержания пластового давления на месторождении производится закачка вод в продуктивные пласты. Для этих целей используются воды Арт-Альб Сеноманского комплекса (Попурская свита). Водообильность этих отложений высока, удельная продуктивность скважин 50 - 500 л/сек *МПа. Вымывающая способность вод Попурской свиты способствует повышению нефтеотдачи пластов.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

8

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

1. 2. Тектоника

Яунлорское месторождение  включает Северо-Минчимкинское, Яунлорское и Вершинное поднятия, которые  являются структурами 3-го порядка, приуроченными  к Минчимкинскому куполовидному  поднятию 2-го порядка, расположенному в центральной части Сургутского  свода, крупной положительной структуре.

Северо-Минчимкинское поднятие по горизонту «Б» по замкнутой изогипсе - 2600 м имеет размеры 6,5х15,5 км и амплитуду до 37 метров, западный склон северо-Минчимкинского поднятия осложнен двумя небольшими куполами размером 2х3 и 2,5х4,2 км. Амплитуда поднятия достигает 27 метров. Яунлорское поднятие через небольшую седловину глубиной 25 метров в районе скважины 58Р граничит с Северо-Минчимкинским и оконтуривается изогипсой - 2600 метров. Размеры структуры 10,2х17,5 км, амплитуда до 84 метров. Вершинное поднятие оконтуривается изогипсой 12625 метров и имеет довольно изрезанные очертания. Размеры поднятия 3,8х5,5 км, амплитуда - до 44 метров.

Для всех поднятий характерно более крутое залегание по горизонту  «Б» восточных склонов (до 2-х градусов) и уменьшение крутизны в западном направлении (0 градусов 30 минут - 1 градус). Структурные планы по кровле продуктивного  пласта БС₁₀ и отражающему горизонту «Б» сходны между собой, отличаясь глубинами залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоев.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

9

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

1. 3. Характеристика продуктивных горизонтов

Непосредственно на Яунлорском месторождении залежи нефти установлены  в пластах ЮС₂ (непромышленные), БС₁₈, БС₁₀, АС₉, AC₁₀, газонефтяная в АС_7-8, залежь газа в пласте АС₄.

Крупная газонефтяная залежь пласта АС_7-8 приурочена к Северо-Минчимкиискому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности имеет 4 газовые шапки.

По площади распространения  залежь пласта АС_7-8 - самая крупная на месторождении, (малое месторождение по площади - до 10 км² , среднее месторождение – 10х20 км² , крупное – 30х60 км²). Запасы ее по категориям ВС₁ составляют 65% от общих по месторождению. Бурение скважин после 1988 года показало, что залежь пласта АС_7-8 распространено за пределами Яунлорской площади и объединяется без разрыва контура нефтеносности на северо-западе с Быстринским, на северо-востоке с Пильтанским и на востоке с Дунаевским месторождением.

Новые скважины, пробуренные  на сочленении с Быстринским месторождением, показали, что водонефтяной контакт  в этом направлении имеет тенденцию  к погружению с отметки 1908-1915м.

Скважины, вскрывшие приконтурную часть залежи между Пильтанской  и Дунаевской структурами имеет более низкие отметки вдонефтяного контакта.

Водонефтяной контакт  с залежи АС_7-8 на Дунаевском месторождении обоснован на отметке несколько выше и колеблется от 1881-1885м.

Для Яунлорского месторождения  водонефтяной контакт принят на отметке 1887-1908 м.

Газовые шапки занимают 14% от общей площади залежи, средняя  газонасыщенная толщина 5,2 м.

Размеры залежи пластов АС_7-8 23х14,7 км, высота 62 м.

Проницаемость пласта АС_7-8 представлена неравномерным переслаиванием мелкозернистых песчаников и крупно-среднезернистых алевролитов полимиктового состава. Основными породоразрушающими компонентами являются: кварц (46,7%), полевые шпаты (30,6%), обломки пород (19,9%). Слюды фиксируются в примесном количестве (4%).                              

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

10

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Кварц, как минерал устойчивый к  выветриванию, чистый. Зерна полевого шпата в разумной степени политизированы и серицитизированы, слюды нередко  гидротизированы и деформированы. Акцессорные минералы представлены апатитом, турмалином, гранатом, цирконием. Основным глинистым минералом цемента  является каолинит (поровый) или хлорид (пленочный) до крустификационного.

Рекомендуемые значение пористости для пласта С₈ составляет 24%. Фильтрационные свойства пласта (проницаемость пород) изучены по 24-м образцам из 26 скважин. Изменяется проницаемость от 0,4*10^-3 до 978*10^-3 мкм² и в среднем по пласту составляет 80*10-3 мкм². По газонасыщенной части залежи среднее значение составляет лишь 9,4*10^-3 мкм², по нефтеназыщенной и газонасыщенной частям оно выше   (85 и 77*10^-3 мкм² соответственно).

Водоудерживающая способность  пород довольно высокая и составляет 44%. Нефти всех пластов средней плотности или относительно тяжелые с повышенной вязкостью (до 5,7% МПа*с). Смолистые или малосмолистые, парафинистые, сернистые с выходом фракций до 350°С, около 50%. Давление насыщения нефтяного газа значительно ниже пластового газосодержание составляет 63 - 68 м³/т. Осушенный газ в газовой шапке на 96 -97% представлен метаном. Пластовые воды преимущественно гидрокарбонатонатриевого типа с минерализацией 14,7% - 17% г/литр. В пластовых условиях воды имеют плотность 995 - 1007 кг/м³ при средней вязкости 0,5 МПа.

Свойство пластов и  характеристики насыщающих флюидов  представлены в таблицах 1,2,3,4.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

11

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 1 – Характеристика залежей нефти и газа Яунлорского  месторождения

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

12

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 2 - Физико-химическая характеристика проб разгазироаанной нефти Яунлорского месторождения

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

13

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 3 - Свойства пластового газа Яунлорского месторождения пласт АС_7-8  газовая шапка

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

14

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 4 - Основные свойства пластовых вод Яунлорского месторождения (неокомский комплекс)

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

15

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

1. 4. Состояние разработки месторождения

Яунлорское месторождение  находится на стадии падающей добычи нефти. Максимальный отбор нефти  был достигнут в 1990 году в объёме 1049000 тонн. Начиная с 1992 года проектный план добычи не выполнялся.

В 2000 году добыча нефти по месторождению составила 1015000 тонн. Средний дебит по нефти составил 4,6 тонн/сут, обводнённость продукции 79,5%.

С начала разработки добыто 24333000 тонн нефти или 36% от начальных  извлекаемых запасов.

По состоянию на 1 января 2001 года основной проектный фонд пробурен, общий фонд скважин составил 1269 скважин, в том числе эксплуатационный фонд 716, нагнетательные 113. Показатели разработки месторождения по годам представлено в таблице 5.

Текущая конденсация, отбора жидкости и закачка воды составила 131,2%, накопления 121%.

Мероприятия направленные на улучшение текущего состояния разработки:

1.  Приобщение пласта  АС₉, добывающих скважин пласта АС_7-8 с целью выработки запасов нефти, краевых запасов пласта АС₁₀.

2.  Максимальный обхват  в летнее время нагнетательного  фонда исследованиями.

3.  Применение методов  повышения нефтеотдачи пластов,  закачка нефтяного биоцида.

4.  Зарезка вторых стволов  для вовлечения в разработку  слабо дренированных запасов,  в том числе с горизонтальным  стволом.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

16

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 5 – Динамика разработки Яунлорского месторождения

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

17

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2 СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

2. 1. Освоение скважин

Под освоением скважины понимают вызов притока нефти и газа из пласта. В процессе бурения, ремонта  скважин давление в скважине превышает  пластовое на 5 - 10%. По этому поступление  в скважину пластового флюида не возможно, для обеспечения возможности  притока жидкости в скважину в  ней необходимо снизить давление, так как р=pgh, то снижение давления возможно  двумя путями:

1. Понижение плотности  скважинной жидкости.

2. Понижение уровня скважинной  жидкости.

Другими словами необходимо обеспечить депрессию. Для каждого     пласта устанавливается определённое значение ∆р зависящая от коллекторских свойств.                                                                                                        

Различают следующие методы освоения:

1. Замена скважинной жидкости  на жидкость с меньшей плотностью. Буровой раствор на воду или нефть;

2. Освоение пенными системами;

3. Свабирование ( понижение уровня с помощью сваба или поршня);

4. Насосный способ.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

18

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2. 2. Фонтанная эксплуатация скважин                                

Различают два основных способа: фонтанный и механизированный.

При фонтанном способе  нефть поднимается на поверхность  только за счёт пластовой энергии, обязательным условием фонтана является превышение пластового давления над давлением  столба жидкости, заполняющим скважину до устья (гидростатическое).

При любом способе эксплуатации скважин нефть поднимается по насосно-компрессорным трубам (НКТ).                                                              

На устье скважины устанавливается  фонтанная арматура, она состоит  из двух составных частей:

1) Трубная головка ( всё то, что ниже центральной задвижки) - она предназначена для герметизации устья скважины, подвешивания НКТ, проведения технологических операций по промывке скважин, освоению.

2)Фонтанная ёлка - предназначена  для направления продукции скважины  в выкидную линию, проведению  исследовательских работ, при  необходимости для закрытия скважины.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

19

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 1 - Схема фонтанной арматуры

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

20

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2. 3. Эксплуатация скважин ШГН

Более половины от всего  фонда скважин на месторождениях СНГ оборудована штанговыми насосами. Установки штанговых глубинных насосов (УШГН) предназначены для эксплуатации малодебитных скважин. Средние дебиты по СНГ от 4 – 8 м³.

Принцип работы УШГН вращательное движение от электродвигателя 1 через клиноремённую передачу 2 редукторам 3 передаётся кривошипу 4. Вращение кривошипа под средством шатунов 5, преобразуется в возвратно -поступательное движение балансира 6. При движении головки балансира 7 вверх (ход плунжера 12 вверх) всасывающий клапан 13 открывается и жидкость из скважины поступает в полость цилиндра насоса 11. При ходе плунжера вниз, всасывающий клапан 13 закрывается, а нагнетательный 14 открывается и жидкость из цилиндра перетекает в НКТ.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

21

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 2 – Схема УШГН

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

22

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2. 4. Эксплуатация скважин электронасосами

Менее половины общего объёма добывающей продукции приходится на долю электронасосов. Из электронасосов наибольшее распространение получили электроцентробежные насосы. Они  предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин.

Принцип работы УЭЦН: питание  из промысловой сети через трансформатор 11 и станцию управления 10, по кабелю 8 подводится к электродвигателю 2. Вал электродвигателя начинает вращаться, а вместе с ним начинает вращаться и вал электроцентробежного насоса с насаженным на него рабочими колёсами. Через боковой приём насосов происходит всасывание жидкости и подача её в НКТ. 1 и 3 - это узлы гидрозащиты компенсатора и протектора соответственно.

Они защищают двигатель от попадания в него скважинной жидкости. Выше насоса установлен обратный клапан 5. Он удерживает столб жидкости в  НКТ при временных остановках насоса и тем самым позволяет производить запуск близко к номинальному в сливной клапан, который служит для слива жидкостина НКТ перед подъёмом установки из скважины. Для его открытия в НКТ бросают ломик 9 - это металлический колос (клямса), который крепят кабелем к НКТ.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

23

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 3 – Схема  УЭЦН

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

24

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2. 5. Технический анализ узлов установки.

УЭЦН состоит из погружного агрегата (ЭЦН),  оборудования устья, электрооборудование и НКТ.

 Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия подается из промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными полосами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного насоса.

ЭЦН подает жидкость по НКТ.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 – 300 м, а иногда до 600м.

УЭЦН выпускают для  эксплуатации высокодебитных обводненных, глубоких и наклонных скважин  с дебитом 25 – 1300 м³ в сутки и высотой подъема жидкости 500 – 2000м.

В зависимости от поперечного  размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на 3 условных группы:  5; 5а; 6 с диаметром соответственно 92; 103; 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважины с внутренним диаметром эксплуатации колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм, а установки УЭЦН 6–500–1100 и УЭЦН 6–700–800 для скважин диаметром эксплуатации колонны 148,3 мм.

В качестве примера приведем 3 шифра установок.

У3ЭЦН 5–130–1200,

У2ЭЦНМ 6–350–1100, где кроме УЭЦН приняты следующие обозначения:

3 – модификации;

5 – группа насосов;

130 – подача;

1200 – развиваемый напор;

И – износостойкое исполнение;

К – коррозийно–стойкое исполнение;

( Остальные обозначения  аналогичны ).

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

25

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Центробежные насосы – погружные, центробежные, секционные многоступенчатый насос. По принципу действия они не отличаются от обычных центробежных насосов применяются для перекачки жидкости.

Секции насосов, связанные  с фланцевыми соединениями, представляет собой металлический корпус изготовленный из стальной трубы длинной до 5,2 м. В корпус секции вставляется пакет ступеней представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты.

Рабочие колеса устанавливаются  на валу, на продольной механической шпонке. Они могут перемещаться в осевом направлении.

Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе – ниппелем, расположенным в верхней части  корпуса. Число ступеней колеблется от 127 – 413. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемным отверстием и фильтром – сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике скольжения и заканчивается пятой, воспринимающей нагрузку на вал.

Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения устанавливаемыми в основании ниппеля и валу насоса. В верхней части насоса находится лавинная головка в которой расположен обратный клапан и к которой крепится НКТ.

Двигатель асинхронный погружной  короткозамкнутый двухполюсной маслонаполненный. Установки могут комплектоваться двигателем типа ППД по ТУ 16–625. 031–87, оснащенными системой контроля температуры и давлением пластовой жидкости. Соединение кабеля осуществляется при помощи муфты кабельного ввода. Двигатель заполняется специальным маловязким, высокодиэлектрическим маслом, служащим, как для охлаждения так и для смазки.

ППД имеют следующие цифры: 125–138АВ5, где 125 – номинальная мощность; 138 – диаметр корпуса; АВ5 серия двигателя.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

26

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его корпус пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.  Протектор устанавливается между УЭЦН и ППД. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает нагрузку от вала подшипника и защищает ПДД от проникновения пластовой жидкости. Компенсатор присоединяется к основанию ПДД. Он состоит из максимально наполненной камеры, защищенной стальным корпусом. Кабель полиэтиловый 1 или 2 слоя изоляции, бронированный (эластичная стальная лента) крупный кабель. ( типа КББК, а в пределах погружного агрегата) плоский.

ППД имеют следующие цифры: 125–138АВ5, где 125–номинальная мощность; 138–диаметр корпуса; АВ5 серия двигателя.

Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД для проникновения в его корпус пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора.  Протектор устанавливается между УЭЦН и ППД. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает нагрузку от вала подшипника и защищает ПДД от проникновения пластовой жидкости. Компенсатор присоединяется к основанию ПДД. Он состоит из максимально наполненной камеры, защищенной стальным корпусом. Кабель полиэтиловый 1 или 2 слоя изоляции, бронированный (эластичная стальная лента) крупный кабель ( типа КББК, а в пределах погружного агрегата) плоский.

Переход от крупного кабеля к плоскому, сращивается горячим способом в пресс – формах. Строительная длинна кабеля составляет 800 – 1800 м. потери напряжения в кабеле составляет 25 – 125 В на 1 км.

Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промыслового сети ( 380 В.) до напряжения питающего тока ПДД. (350 – 6000 В.). В настоящее время используются силовые трансформаторы типа ТНП и ТНПМ и специальные комплектные. Трансформаторные подстанции типа КТП и на Западно – Сургутском  месторождении применяются фонтанные арматуры:

Румынская 32.1 – 2 – 210 н., производство мех. предприятия Кымпына.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

27

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

2. 6. Осложнения, возникающие при эксплуатации                        скважин

При эксплуатации скважин  возникают осложнения, связанные  с отложение парафина, образование  песчанных пробок, скопление воды на забое, вредное влияние газа, наиболее часто встречаются осложнения с  отложением парафина на внутренних стенках  НКТ, при этом сужается внутреннее сечение  НКТ, растёт забойное давление, снижается  дебит.

Основными причинами отложения  парафина является снижение температуры, давления, разгазирование нефти. Для  борьбы с парафином используют: тепловые (промывка горячей нефтью или водой); механические (чистка скребками); химические (подача ингибиторов парафиноотложения).

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

28

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

3 МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ  ПЛАСТОВ

 3. 1. Методы поддержания пластового давления

По мере отбора нефти из пласта происходит снижение пластового давления, дебиты скважины падают. С  целью восполнения пластовой  энергии сокращение сроков разработки залежи, а также для увеличения нефтеотдачи пластов применяют  методы поддержания пластового давления (ППД), путём нагнетания в пласт  воды или газа. Наибольшее применение получили методы заводнения, при этом закачивают товарную воду, добываемую вместе с нефтью, воду из открытых водоисточников (р.Обь), а также воду подземных водоносных горизонтов (сеноманская вода).

В зависимости от места  расположения нагнетательных скважин различают следующие виды заводнения: законтурное, внутриконтурное, очаговое, блоковое, кольцевое, осевое.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

29

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 4 – Виды заводнения

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

30

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

3. 2. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов                                                                                    

Для обеспечения более  полного вытеснения нефти из пластов  в закачиваемую воду добавляют различные химические вещества, улучшающие нефтевымывающие свойства.

К физико-химическим методам  относят: заводнение с добавками поверхностно активных веществ (ПАВ); полимерное заводнение (заводнение загущенной водой), заводнение, вытеснение нефти растворителями, повышение в нефти СО₂, кислотное заводнение.

На месторождениях СНГ  с целью воздействия на пласты наиболее широко используют растворы на основе полимеров.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

31

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ  СКВАЖИН

4. 1. Способы бурения скважин

Существует два основных способа бурения:

1) роторное,

2) бурение с забойным двигателем.

При роторном бурении вращение породоразрушающего инструмента осуществляется с помощью ротора, установленного на поверхности по средствам колонны  бурильных труб, у нас данный способ используют только для бурения разведочных  скважин.

Для бурения нефтяных скважин используют бурение с забойным двигателем. В качестве забойного двигателя можно использовать турбобур; винтовой забойный двигатель (электробур).

Забой устанавливают над  долотом. Турбобур и винтовой двигатель  приводится в движение потоком закачиваемого  бурильного раствора в скважину. Электробур питается энергией подводимой по кабелю в секции которого уложены внутри бурильных труб.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

32

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

4. 2. Конструкция скважины

Под конструкцией скважин  понимают количество суженных обсадных колонн их диметр, глубину спуска. Высоту подъема цемента за каждой колонной. Конструкция скважин включает следующие  типы обсадных колонн:

1.  Направление - предназначена для закрепления верхних неустойчивых пород. Обычно опускают 50-100 м.

2.  Кондуктор - служит  для защиты пресных водоносных  горизонтов от загрязнения, также  для крепления неустойчивых пород.  Опускают на глубину 400 м.

3.  Промежуточная колонна  - опускают в случаях, если интервал  бурения не совместимы.                                                                            

4.  Эксплуатационная колонна  - самая последняя колонна, которая  предназначена для дальнейшей  эксплуатации скважины.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

33

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 4 – Конструкция  скважины

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

34

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

4. 3. Осложнение и аварии в процессе бурения

В процессе бурения возможны следующие осложнения:

1.  Поглощение бурового  раствора;

2.  Осыпи и обвалы стенок ствола скважины;

3.  Сужение ствола скважины;

4.  Образование желобов;

5.  Газонефтяные проявления.

К авариям относят:

1.  Аварии с буровыми  долотами (оставление шарошки на забое);

2.  Аварии с бурильными колоннами;

3.  Прихваты бурильных  колонн;

4.  Аварии с забойными  двигателями.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

35

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

4. 4. Техника и технология крепления скважин

С целью крепления ствола скважины в нее опускают обсадные колонны, а в заколонное пространство закачивают цементный раствор.

Цели крепления:

1.  Разобщение продуктивных горизонтов друг от друга;

2.  Защита обсадной колонны от коррозии;

3.  Удержание обсадной  колонны в подвешенном состоянии;

4.  Укрепление стенок ствола скважины;

5.  Уменьшение передачи  тепла от скважинного флюида  в окружающие породы.

Виды цементирования:

1. Одноступенчатое;                                                                           

2. Двухступенчатое;                                                                 

3. Обратное;                                                                  

4. Манжетное.                                                                                  

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

36

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

5 ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

 5. 1. Операции, выполняемые при ремонте скважины

Подземный ремонт скважины (ПРС): текущий и капитальный. При текущем ремонте осуществляют следующие операции: смену фонтанного или газлифтного оборудования, смену скважинного насоса, смену клапанов или плунжера, очистку труб и штанг от парафина, ликвидацию обрывов и отворотов штанг, смену вышедшего из строя подземного оборудования, переход на другой способ эксплуатации, замена насоса на другой тип или диаметр, изменение глубины погружения труб или насосов, ревизия НКТ.

При капитальном ремонте  выполняют более сложные операции: ликвидация аварии с одной колонны, изоляцию проявления вод, переход на другой продуктивный горизонт, забуривание  второго ствола, перфорирование колонны  и работы по воздействию на призабойные  зоны пласта.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

37

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

5. 2. Оборудование и инструменты для ремонта скважины

К основному оборудованию при помощи которого проводят спускоподъемные операции (СПО) относят: подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля или трактора. Если лебедка монтируется совместно с вышкой, талевой системой и другим оборудованием на транспортной базе то оборудование в целом называют подъемной установкой или агрегатом, а при более полной комплектации насосом, ротором, вертлюгом и другим оборудованием — комплект подъемного оборудования.

Если на транспортной базе только лебедка, то такой механизм называется  — подъемная лебедка.

В ОАО «СНГ» для текущего ремонта применяют агрегат Азимут 87 (грузоподъемность 32 тонны), АР 32/40 (до 40 тонн).

Для капитального ремонта  скважины применяют агрегаты А-50, А-60/80, Картвел Купер. Установка Картвел  Купер зарубежного производства рассчитана на грузоподъемность 80-100 тонн.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

38

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

6 МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ  ЗОНУ ПЛАСТА            

Призабойную зону выделяют как особую часть пласта, вследствие того, что свойства в этой зоне (1—1,5м  радиусом от скважины), резко отличается от свойств пласта в целом т.к. в процессе бурения, оглушения скважины в призабойную зону попадает твердая фаза, фильтрат бурового раствора и жидкость глушения. При эксплуатации скважины в ней откладываются парафино-смольные отложения приводящие к резкому снижению проницаемости.

С целью увеличения проницаемости  применяют следующие методы воздействия  на призабойную зону:

1. Химический (кислотная обработка) - происходит растворение пород в ПЗП;

2. Механический (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация) - в ПЗП расширяют имеющиеся трещины или образуют новые;

3. Физические методы (виброобработка забоев, обработка ПАВ) -облегчает удаление из ПЗП всех загрязнений;

4. Тепловые методы (обработка горячей жидкостью или паром электропрогрев) - расплавляют асфальтносмолопарафинистые отложения;

5.  Комплексные (термо-газохимические воздействие) - это сочетание всех предыдущих методов.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

39

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

7 СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

7. 1. Система сбора нефти на месторождении

На месторождениях Сургутского  р-на применяется однотрубная высоконапорная система сбора (рисунок 6)

Продукция скважины 1 по выкидным линиям 2 попадает на автоматизированную замероустановку типа Спутник 3, где происходит разделение жидкости от газа и их замер. Затем продукция опять смешивается и по сборному коллектору 4 и направляется на дожимную станцию 5.

На ДНС происходит 1 и 2 ступень сепарации, отделение воды на установках предварительного сброса воды (УПСВ) типа Хиттер-Триттер-6. Воды из УПСВ поступают в РВС-5000 для  отстоя капельной нефти, на тонну  воды поступает в РВС-5000-7 откуда через кустовые насосные станции 8 вода закачивается в нагнетательные скважины 9, газ после 1 и 2 ступени, сепарации, а также газ отделившийся на УПСВ, пройдя газосепараторы направляется на ГПЗ а нефть с 2%, 3% воды направляется на УПН 11, где ее доводят до товарного качества.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

40

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Рисунок 5 - Схема сбора  нефти и газа

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

41

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

7. 2. Измерение количества скважинной продукции

Количество скважинной продукции  на автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник, Битс, АСМА»  замерные установки рассчитаны на подключение  к ним до 14 скважин, основным оборудованием  замерных установок является гидроциклонный сепаратор (для отделения газа от жидкости) и переключатель скважин  многоходного ( для подключения той или иной скважины на замер). ПСМ может работать как в ручном так и автоматическом режиме. Замер жидкости осуществляется с помощью турбинного расходомера - счетчика ТОР, а газа счетчика АПАТ.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

42

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

7. 3. Установки по подготовке нефти

Для того чтобы довести  нефть до товарной конденсации необходимо отделить от неё воду, газ, механические примеси и соли. Отделение газа происходит в сепараторах, 3-4 ступени  сепарации, концевых сепараторов отделение  воды осуществляется в резервуарах для более полного отделения воды от нефти в поток выводится химические реагенты -  деэмульгаторы. Продукцию нагревают в печах с целью обессоливания нефти, её пропускают через подушку пресной воды.

Различают три группы качества по подготовке нефти. ОАО «СНГ», сдает  в основном нефть первой группы качества.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

43

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

Таблица 6 - Характеристика готовой продукции

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

44

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

8 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

8. 1. Методы исследования скважин и пластов

Исследование скважин  проводят с целью определения  коэффициента продуктивности скважины и установления нормы отбора жидкости из пласта для определения коллекторских  свойств пласта. Исследования проводят двумя способами:

1.  При установившимся режиме, при котором снимают зависимость дебита скважин от перехода давления пласта - давление забоя;

2.  При неустановившемся  режиме в данном случае снимают  зависимость изменения забойного  давления со временем после  остановки скважины.

Исследование пластов  проводят по методу гидропрослушки, которой позволяет получить более полную информацию о продуктивном пласте.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

45

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

8. 2. Обработка результатов исследования

По результатам исследования смотрят графические зависимости: индикаторную линию при установившемся режиме (рисунок 7) и кривую восстановления давления уровня при неустановившемся режиме (рисунок 8)

Обрабатывая графические  зависимости можно получить следующую  информацию: коэффициент продуктивности скважины; коэффициент проницаемости, пьезопроводности и приведенный  радиус скважины.

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

46

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата

                                         Рисунок 7 – Индикаторная линия

Рисунок 8 – Кривая восстановления давления

СНТО. 13050302. Э-04

Лист

47

изм

Лист

№ докум

Подп.

Дата