Отчет по практике в ОАО «РН - Юганскнефтегаз»

До 2004 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 1999 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС₁₂.

В 2005 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения  явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная приемистость нагнетательных скважин, а также  плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов).  В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС₁₂. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС₁₂ является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне- и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивному. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения  месторождения  без активного воздействия на его продуктивные пласты   и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

В целом по месторождению с начала разработки на 1.01.2010 года добыто  5647,100т.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 118,1 т/сут,  обводненность 1,2 %. Закачено в продуктивные пласты 2655,5 тыс.м³ воды. На механизированную добычу приходится 99.3% всей добываемой нефти, фонтанированием 0.7%.

Интенсификация  на Правобережной части Приобского месторождения в 2010 году была проведена на 51 скважине. За счет проведения интенсификации за 12 месяцев был получен прирост 142 745 тонн нефти. Среднесуточный прирост составил 31,6 тонн нефти на скважину.

 

2.1  Анализ механизированного фонда скважин приобского месторождения

 

На данном этапе  разработки на правой части месторождения  разбурено около двухсот скважин, из них около 160 скважин используются для добычи нефти, около 60 используются для формирования системы ППД и около 10 используются в качестве наблюдательных и прочих, весь фонд распределен по 9-ти кустам. Фонд скважин находиться в постоянном движении, т.е. скважины переходят из одной группы в другую. Внутри эксплуатационного фонда скважины так же находятся в движении переходя из добывающих, в простаивающие, или в бездействующие и наоборот.

На 1.02.2010 эксплуатационный фонд скважин составлял 153 единицы. Из них 139 скважин дающие нефть 14 скважин на которых стоят бригады ПРС и КРС. Простаивающих скважин, а также бездействующих нет. Это связано с небольшим количеством отказов скважин, приходящихся на одну бригаду ремонтников. Простаивающими скважинами являются те скважины, которые находятся в простое менее 31 суток, если скважина находится в простое более этого срока, то она переводится в разряд бездействующих.

Диаграмма 1.

На Приобском  месторождении на данный момент применяется  способ эксплуатации скважин с помощью  электроцентробежных насосов, как отечественных, так и зарубежных фирмы «Reda».

Доля установок  фирмы «Reda» от общего числа электроцентробежных насосов показана на диаграмме №1.

На Приобском  месторождении внутренние диаметры эксплуатационных колонн нефтяных скважин  равны 146 мм. Глубины скважин колеблются от 2400 до 3000 м, в связи с этим применяются отечественные электроцентробежные насосы типоразмера УЭЦН-5 с подачей от 50 м³/сут до 450 м³/сут и напорами от 1350 до 2300 м. Из зарубежных установок применяются, как уже было сказано ранее, установки фирмы REDA типоразмеров: DN-440, DN-1100, DN-1300, DN-1750, DN-3000, AN-1200, а также одна установка GN-10000, подача которой составляет около 1000 м³/сут.   

Для оценки фонда  ЭЦН воспользуемся технологической  схемой работы скважин, которая ежемесячно составляется геолого-технологической службой нефтепромысла “Приобский”. Технологическая схема содержит информацию о режимах работы скважин, их дебитах, спущенном в них оборудовании и технологических показателях работы подъемника и пласта. Для проведения анализа фонда скважин оборудованных электроцентробежными установками выберем из технологической схемы скважины, выведенные на режим и находящиеся в данный момент в работе. По данным из выбранного блока скважин построим гистограммы распределения фонда в зависимости от: типа установки электроцентробежного насоса, фактического дебита, обводненности продукции, динамических уровней и глубин спуска электроцентробежных насосов.

Распределение фонда скважин, правобережной части  Приобского месторождения, на 28 января 2009 года по типам установок ЭЦН представлено на гистограмме №1.

 

Гистограмма 1.

 

Рассмотрим  распределение фонда УЭЦН в зависимости  от дебита скважин (гистограмма №2). На гистограмме видно, что основное количество скважин оборудованных УЭЦН работают в диапазонах дебитов от 64 до 128 м³/сут, а общая их доля в фонде УЭЦН составляет 52%. Такое количество УЭЦН работающих с дебитами свыше 64 м³/сут характерно для скважин эксплуатирующих несколько пластов, или же скважин, на которых были проведены гидравлические разрывы пластов.

 

 

Гистограмма 2.

Распределение по динамическим уровням представлено на гистограмме №3.

 

Гистограмма 3.

 

На гистограмме  №3 видно, что основной диапазон распределения динамических уровней лежит в интервалах 638 - 1872 м и 1872 - 2106 м. Таких скважин на месторождении около 60 %.

Система ППД  на правобережной части Приобского месторождения была сформирована только в 2003 году, поэтому большое количество скважин с нулевой обводненностью. Это отображено на гистограмме №4.

 

Гистограмма 4.

Доля скважин, оборудованных УЭЦН, с обводненностью от 0 до 6 %, по данным гистограммы, составляет 91% от общего числа скважин оборудованных УЭЦН. Доля скважин с обводненностью от 6 до 12 % составляет 5% от общего числа скважин, а доля скважин с обводненностью от 12 до 18 % составляет 2% от общего числа скважин. На месторождении так же имеется небольшое число скважин с обводненностью 20, 25, и 52 %, это связано с тем, что они находятся вблизи активно действующих нагнетательных скважин.

На гистограмме  №5 показано распределение скважин  по глубине спуска насоса.

Гистограмма 5.

На гистограмме  распределения глубин спуска насосов основное количество скважин распределено в диапазонах глубин спуска от 2352 до 2415, от 2415 до 2478 , от 2478 до 2541 и от 2541 до 2604. В диапазонах глубин спуска менее 2300 м и более 2600 м число скважин небольшое.

 

2.3 Анализ фонда нагнетательных скважин приобского месторождения.

На Приобском  месторождении в настоящее время  система ППД представлена фондом  водозаборных скважин, нагнетательных скважин, плавучей насосной станцией, кустовой насосной станцией. Количество водозаборных скважин, сейчас которых 21, постепенно увеличивается за счет переводимых добывающих скважин в водозаборные.

Водозаборные  скважины распределены по четырем кустам 203, 204, 208, 210. Данные  скважины оборудованы  электроцентробежными насосами производительностью 1250, 500, 400, 250 м³/сут.

Кроме того в  районе 203 куста имеется плавучая насосная станция №1, состоящая из двух насосных агрегатов, производительность каждого около 180 м³/сут.

Фонд нагнетательных скважин, распределенный по всем кустам Приобского месторождения на 1.01.02 г. составляет:

- Эксплуатационный  фонд – 34;

- Действующий  фонд – 33;

- Освоение –  2;

Средняя приемистость на одну скважину составляет 386,6 м³/сут.

Закачка в продуктивные пласты пресной воды и вод сеноманского горизонта производится с помощью КНС1 расположенной на кусте № 203, включающей в себя четыре насосных агрегата ЦНС 180-1900. Агрегаты № 1,3 работают на кусты 201, 202, 203 и обеспечивают их пресной водой. Агрегаты № 2,4 работают на кусты 204, 208, 207, 210 и обеспечивают их водой сеноманских залежей. В перспективе, при вводе в эксплуатацию КНС1а, КНС1 будет работать на сеноманской воде, а КНС1а на пресной.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ПОДЪЕМ НЕФТИ НА  ДНЕВНУЮ ПОВЕРХНОСТЬ

 

Подъем нефти на дневную поверхность  получил название "добыча нефти", по аналогии с известными "добыча угля", "добыча руды".

Разделяют два  вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы.

В ТПДН "Заполярнефть" применяются  механизированные способы добычи нефти, среди которых преобладает добыча штанговыми насосами.

Штанговая насосная установка для  эксплуатации одного пласта (рис. 3.1.) состоит из станка-качалки, устьевого сальника, колонны насосных штанг и насосно-компрессорных труб, а также вставного или невставного скважиннного насоса. Для закрепления в колонне насосно-компрессорных труб вставного скважинного насоса, спускаемого на колонне насосных штанг, применяется замковая опора. Цилиндры невставных насосов спускаются в скважину на конце колонны насосно-компрессорных труб, а плунжер – на конце насосных штанг.

 

 

 

 

 

Станок-качалка – балансирный  индивидуальный механический привод штангового насоса, применяется в умеренном  и холодном макроклиматических районах.

Основные узлы станка-качалки –  рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. Комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

В ТПДН "Заполярнефть" применяются следующие станки-качалки  отечественного производства: СК8-3,5-4000 и СКД8-3,0-4000 (рис. 3.2.). Из

 

 

станков-качалок импортного производства применяются американские PF8-3,5-4000 производства фирмы LUFKIN.

 

 

 

 

Технические характеристики названных  станков-качалок приведены в табл. 3.1, а технические характеристики редукторов, применяемых в данных станках-качалках, – в табл. 3.2. [7]

Таблица 3.1

Технические характеристики применяемых  станков-качалок

Характеристика	Типоразмер станка-качалки
	СК8-3,5-4000	СКД8-3,0-4000	PF8-3,5-4000
Страна-производитель	Россия	Россия	США
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	80	80	80
Номинальная длина хода устьевого  штока, м	3,5	3,0	3,5
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора) кН*м	40	40	40
Число качаний балансира в минуту	5-12	4-12	5-12
Редуктор	Ц2НШ-750Б	Ц2НШ-750Б	PF8-3,5-4000

 

Таблица 3.2

Технические характеристики применяемых  редукторов

Характеристика	Типоразмер редуктора
	Ц2НШ-750Б	PF8-3,5-4000
Страна-производитель	Россия	США
Тип	Двухступенчатый цилиндрический
Номинальный крутящий момент (на выходном валу), кН*м	40	40
Передаточное число	37,18	37,18
Масса, кг	2735	2760