Отчет по практике на Усинсоком месторождении

Из 113 пробуренных нагнетательных скважин, под закачкой теплоносителя находится 15.

Коэффициент использования эксплуатационного фонда составил 0,599. Коэффициент эксплуатации действующих добывающих скважин – 0,948.

На протяжении 2004 г. из добывающего фонда выводились в бездействие (в основном по причине высокой обводненности) 81 скважина.

За 2004 г. из простаивающего фонда введены в эксплуатацию 100 скважин (из бездействия – 92, из консервации – 8). Анализ причин бездействия добывающих скважин  свидетельствует о том, что почти 65 % неработающего фонда  простаивает из-за высокой обводнённости;   8 % – в связи с низкой продуктивностью;   27 % скважин - по техническим причинам.

Как и ранее, основная часть добывающего фонда на залежи (76 %) эксплуатируется установками УВН. На протяжении 2004 г. дебиты жидкости по скважинам, оборудованным этими установками, находились в диапазоне 10 ÷ 130 т/сут  и в среднем равны 38,7 т/сут. Насосами ЭЦН оборудованы 54 скважины. Средние дебиты жидкости по скважинам, оборудованным ЭЦН, сохранялись на уровне 65,0 ÷ 70,0 т/сут.  По 53 скважинам, оборудованным ШГН, средние дебиты жидкости составили 48,0 т /сут.

В 2004 г. добыча нефти по сравнению с 2003 г. увеличилась на 20,6 тыс.т и составила  1420,6 тыс.т., обводненность добываемой продукции возросла с 81,3 до 82,4 %. Отбор жидкости в течение года сохранялся на уровне 650  ÷ 700 тыс.т в месяц и за 2004 г. составил  8054,2 тыс.т. По сравнению с 2003 г. отбор жидкости возрос на 8,3 %.

Среднесуточные дебиты скважин по нефти в 1987 г. достигли максимального уровня (27,1 т/сут), в дальнейшем постоянно снижались вплоть до 1995 г. С 1995 по  1999 гг. дебиты сохранялись примерно на одном уровне, резко снизившись до 7,4 ÷ 7,8 т/сут в последние 3 года.

Всего с начала эксплуатации залежи на 01.01.05 г. добыто 48,8 млн.т нефти (в т.ч. 10,2 млн.т за счет теплового воздействия )  и 134,6 млн.т жидкости. Таким образом, текущая нефтеотдача пласта в пределах всей залежи составила 6,7 %. Закачано теплоносителя  на 01.01.05.г. 35,0 млн.т (в т. ч. в паровой фазе – 15,4 млн.т). За 2004 г. объемы закачки пара составили  2,0 млн.т пара, в том числе для ПЦО (пароциклическая обработка скважин) – 182,7 тыс.т. Компенсация отбора жидкости закачкой по всей залежи с начала разработки – 26 %, текущая компенсация за 2004 г. – 24,2 %.

Таким образом, результаты анализа динамики технологических показателей разработки залежи и причин отклонения фактических показателей от проектных позволили сделать следующие выводы:

- главной причиной низкой  эффективности разработки залежи  является отставание масштабов реализации запроектированной на залежи технологии от проекта, что приводит  к преждевременному истощению залежи и её обводнению пластовыми водами.

- из всего пробуренного  фонда 40 % не задействовано в системе  разработки.

Составленная в настоящее время программа работ по залежи на 2005 г. предусматривает комплекс работ по повышению  эффективности разработки залежи, испытание и освоение новых технологий.

 

 

 

4   ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ  ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

 

4.1 Характеристика фонда  скважин

 

В приложении А представлена характеристика фонда скважин по залежи в целом. Проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин в целом по залежи  - 2527 скважин.

По состоянию на 01.01.05 г. на залежь пробурено 1097 скважин, в т. ч. 759 скважин -  в восточной зоне, 338 скважин -  в западной.

 

4.2 Продуктивная характеристика скважин

 

За 2004 г. из простаивающего фонда введены в эксплуатацию 100 скважин (из бездействия – 92, из консервации – 8). Анализ причин бездействия добывающих скважин  свидетельствует о том, что почти 65 % неработающего фонда  простаивает из-за высокой обводненности;   8 % – в связи с низкой продуктивностью;   27 % скважин - по техническим причинам.

Как и ранее, основная часть добывающего фонда на залежи (76 %) эксплуатируется установками УВН. На протяжении 2004 г. дебиты жидкости по скважинам, оборудованным этими установками, находились в диапазоне 10 ÷ 130 т/сут  и в среднем равны 38,7 т/сут. Насосами ЭЦН оборудованы 54 скважины. Средние дебиты жидкости по скважинам, оборудованным ЭЦН, сохранялись на уровне 65,0 ÷ 70,0 т/сут.  По 53 скважинам, оборудованным ШГН, средние дебиты жидкости составили 48,0 т /сут.

Средний дебит нефти  добывающих скважин, выведенных  в бездействие за период с января по декабрь 2004 г., на момент остановки не превышал 2,9 т/сут. Низкий дебит нефти останавливаемых скважин обусловлен, в основном, высоким  обводнением этих скважин. Обводненность добываемой продукции фонда скважин  на момент остановки составляла 92 %.

 

 

4.3  Способы эксплуатации скважин

 

По состоянию на 01.01.2012 эксплуатация скважин на залежи ведётся механизированным способом, при помощи установок винтовых насосов с подземным и поверхностным приводом, электроцентробежных и штанговых насосов.

 

4.4 Характеристика оборудования скважин

 

Электроприводные винтовые насосы (ЭВН):

Электроприводные винтовые насосы (ЭВН) предназначены для добычи нефти преимущественно повышенной вязкости, газосодержания и наличием мехпримесей. Конструктивно ЭВН состоит из пары ротор / статор (обойма), ротор – обычно одно- или двухзаходный винт с хромированной поверхностью; статор – с гуммированной эластомером внутренней поверхностью. Предлагаемые промышленностью винтовые насосы выпускаются с номинальной производительностью от 6 до 200 м3/сут и с развиваемым напором до 1500 ÷ 2000 м.

Основные требования к откачиваемой скважинной жидкости:

• Смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;
• Максимальная кинематическая вязкость– 1*10‾³ м²/с;
• Максимальная температура - до 1100С;
• Содержание свободного газа на приёме насоса -  не более 50 % по объему;
• Обводнённость не более – 99 %;
• Содержание мехпримесей - не более 800 мг/л;
• Сероводорода - не более 6,0 % по объему.

ЭВН комплектуются погружными асинхронными электродвигателями с частотой вращения 1000 и 1500 об/мин, вентильными электродвигателями с регулируемой частотой вращения в диапазоне от 150 до 1500 об/мин.

Электроцентробежные насосы (ЭЦН):

Электроприводные погружные центробежные насосы (ЭЦН) обычного исполнения, предназначены для откачки скважинной среды со следующими характеристиками:

• Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без снижения напора и КПД - 10-6 м2/с;
• Водородный показатель попутной воды (рН) - 6,0 ÷ 8,5;
• Максимальное содержание попутной воды – 99,0 %;
• Максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м3;
• Максимальная концентрация мехпримесей – 0,1 г/л;
• Максимальное содержание свободного газа на приёме насоса  - 25,0 % по объему;
• Максимальная концентрация сероводорода – 6,0 % по объему;
• Максимальная температура - 900С.

Штанговые глубинные насосы (ШГН):

ШГН стандартного исполнения предназначены для откачки скважиной жидкости со следующими характеристиками:

• Максимальное содержание попутной воды - до 99,0 %;
• Максимальная температура - до 1300С;
• Максимальное содержание мехпримесей - до 1,3 г/л;
• Максимальное содержание сероводорода - до 6,0 % по объему;
• Водородный показатель попутной воды (рН) - от 4 до 8;
• Динамическая вязкость - до 0,025Па*с.

4.5 Осложнения в работе скважин

 

При эксплуатации скважин на залежи основными осложняющими факторами являются:

• высокая вязкость нефти (в последующем при увеличении обводнённости возможно образование водонефтяных эмульсий с вязкостью, значительно превосходящей вязкость нефти);
• высокая температура откачиваемой жидкости (особенно после проведения ПЦО);
• высокая коррозионная активность откачиваемой жидкости.

Основным методом снижения отрицательного влияния высокой вязкости нефти является применение для эксплуатации скважин ЭВН, как с погружным, так и с поверхностным приводом, а также специально предназначенных для добычи высоковязких жидкостей ШГН с разрядной камерой.

Основным методом снижения отрицательного влияния высокой температуры откачиваемой жидкости является применение ШГН, позволяющих эксплуатировать скважины при температурах до 130оС или ЭВН с поверхностным приводом производства компании «KUDU», которые позволяют эксплуатировать скважины при температуре до 160оС.

Основные мероприятия по снижению высокой коррозионной активности откачиваемой жидкости:

ЭПУ (электропогружная установка ) с полимерным защитным покрытием - использование протекторов коррозии позволяет защитить крепёж и области с дефектом покрытия, полученным при транспортировке и спуске ЭПУ, а использование покрытия позволяет защитить узлы ЭПУ наиболее электронасыщенные и удаленные от области установки протекторов коррозии.

По результатам эксплуатации скважин отмечена высокая требовательность рассмотренных типов покрытия к качеству подготовки поверхности, обеспечивающей необходимый уровень адгезии полимерного покрытия к металлу. При соблюдении данных требований достигается защитный эффект узлов ЭПУ, но при повторном СПО (спуско-подъёмные операции), требуется ремонт повреждённых участков покрытия. Улучшения эксплуатационных характеристик установок с покрытием можно добиться применением центраторов при спуске ЭПУ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В первом разделе дана краткая геолого-промысловая характеристика пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, приведена характеристика геологического строения, параметры продуктивных пластов и их неоднородность, физико-химические свойства пластовых флюидов.

Второй раздел описывает подготовку скважин к эксплуатации, в котором рассмотрены следующие вопросы:  условия первичного вскрытия продуктивных пластов; условия, техника и технология вторичного вскрытия продуктивных    пластов; конструкции забоев скважин; освоение скважин, а так же результаты гидродинамических исследований скважин.

В третьем разделе  рассматривается  текущее состояние разработки месторождения, приведен анализ состояния разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. По документам, представленным институтом «Печорнипинефть» прослеживается динамика развития разрабатываемого месторождения. Показатели разработки меняются в зависимости от динамики изменения состояния продуктивных пластов и условий эксплуатации с применением различных технологий, направленных на улучшение естественно-фильтрационных показателей разрабатываемого месторождения.

 Четвертый раздел посвящён  технике и технологии добычи нефти,  приведена  подробная характеристика фонда скважин, способы эксплуатации скважин, а так же вопросы, касающиеся осложнений в процессе работы добывающих скважин. 

Я осталась довольна прохождением практики в ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз». На предприятии доброжелательная атмосфера и присутствует коллективный дух. Сотрудники предприятия с удовольствием предоставили информацию для написания отчета о прохождении производственной практики.

Также я собрала информацию по Усинскому месторождению для написания курсового проекта:

 - метод интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов;

- технология площадного термоциклического воздействия на пласт;

- эффективность площадной закачки теплоносителя.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

1. Анализ разработки Усинского месторождения ООО «Печорнипинефть» [Текст]: отчет / ООО «Печорнипинефть». – Ухта: 2004.
2. Анализ разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» [Текст]: НИР  / ООО «ЛУКОЙЛ- Коми». - Ухта, 2005. -102 с.
3. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений [Текст ]: учеб. для вузов / В.С. Бойко − М.: Недра, 1990. − 427 с.
4. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти [Текст] : учеб. пособие / И.Т. Мищенко. – М : РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. – 816 с.
5. Мордвинов А.А. Производственная и преддипломная практики по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений [Текст] : метод. указания / А.А. Мордвинов. – Ухта: УГТУ, 2009. – 45 с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

 

Характеристика фонда скважин пермо- карбоновой залежи Усинского месторождения

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Всего пробурено	959
	В том числе:
	Действующие	544
	из них  фонтанные
	УЭВНТ	437
	ЭЦН	54
	НГН	53
	Бездействующие	276
	В освоении после бурения	3
	В консервации	76
	Переведены под закачку (в раб. / б.д)	5 / 2
	Переданы в другие категории
	(пьезометрические, контрольные)	19
	Ликвидированные/в ожид. ликв.	12 / 22
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	113
	Возвращено с других горизонтов
	Переведены из добывающих
	Всего	113
	В том числе:
	Под закачкой	15
	Бездействующие	61
	В освоении после бурения	1
	В консервации	4
	В отработке на нефть	28
	Ликвидированные	4