Отчёт по практике в ОАО ''Славнефть-Мегионнефтегаз''

Технология ремонта  должна предусматривать полное восстановление первоначального значения параметров погружного агрегата.                                                   Технология ремонта предусматривает следующие работы.

По насосу: очистку наружной поверхности от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку насоса на специальном стеллаже с применением механического ключа для развинчивания корпуса и лебедки с целью извлечения пакета; разборку пакета и отдельных узлов; мойку разобранных деталей; дефектовку разобранных деталей и подшипников; замену комплекта деталей, подшипников и узлов насоса вместо забракованных; сборку, смазку и регулировку насоса; испытание насоса в соответствии с техническими условиями; проверку крепления насоса и его герметичность; установку упаковочных крышек.

По электродвигателю: очистку наружной поверхности электродвигателя от грязи, нефти, парафина и т.д.; разборку электродвигателя на специальном стеллаже; мойку и дефектовку деталей; разборку ротора и отдельных узлов электродвигателя; ремонт ротора; разборку статора; ремонт статора, пропиточно-сушительный процесс; сборку электродвигателя, испытание электродвигателя.

По гидрозащите: очистку  наружной поверхности протектора и  конденсатора от грязи, нефти, парафина и т. д.; разборку протектора и компенсатора на стенде; мойку и дефектовку деталей; сборку и испытание протектора и компенсатора.

Капитальный ремонт установок должен производиться в соответствии с техническими условиями.

Ремонт насоса, двигателя и гидрозащиты должен завершаться испытанием их в сборке на стенде.

Все работы по монтажу, демонтажу  и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

 

 

 

 

 

5. Гидродинамические  и промыслово-геофизические методы  исследования скважин и пластов.

 

 

5.1. Методы контроля за разработкой и оценка состояния разработки Мегионского месторождения.

 

 

В процессе эксплуатации месторождения на нефтепромыслах ведётся геолого-промысловая документация показателей разработки. На основании данных строят графики разработки. Они наглядно отображают динамику показателей разработки по объекту в целом во времени.  Детальность графика разработки зависит от решаемых задач. С помощью графика разработки, например, можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости, такие как зависимость нефтеотдачи от обводнённости продукции.

Так же проводится комплекс исследований за разработкой:

• геолого-промысловые исследования скважин, включающие в себя замеры дебитов в процессе эксплуатации, контроль за обводнённостью;
• гидродинамические методы: методы установившихся отборов; методы неустановившихся отборов (метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы; метод гидропрослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления и статистического уровня в простаивающих скважинах);
• промыслово-геофизические методы исследования определяют характеристику пласта, в том числе профилей;
• определение технического состояния эксплуатационной колонны, замеры пластового давления, расходомер, термометрия и т. д.;
• геолого-промысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки;
• контроль над перемещением ВНК, ГНК;
• контроль охвата продуктивных пластов воздействием на продуктивные пласты закачкой воды.

 

Мегионское нефтяное месторождение введено в эксплуатацию в 1964 году вводом в разработку объекта БВ₈. Месторождение разрабатывалось высокими темпами. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 4711 тыс. т  был, достигнут уже в 1974 году. С 1974 года наметилась тенденция к снижению добычи жидкости. В 1986 году  вступает  в разработку  объект  АВ_1-2, а в 1988 году  вводится объект  ЮВ₁.  Отборы  жидкости  возрастают,  достигая  своего  максимального уровня  в 1991 году - 6370 тыс.т.

Все это происходит на фоне  старения  и  ухудшения  технического  состояния, ранее вводимых скважин, что вызывает сокращение добывающего фонда скважин.

Кроме того, следует отметить, что в настоящее  время  эксплуатация   месторождения усложнена вовлечением в разработку трудно извлекаемых запасов, отбор которых требует новых технологий добычи нефти.

Таким образом, текущее состояние  разработки Мегионского месторождения  можно считать удовлетворительным. Проведение мероприятий по применению технологических и технических  решений, обеспечивающих экологическую  безопасность строительства скважин, позволит вовлечь в разработку застойные и тупиковые зоны пластов.

 

 

5.2. Анализ результатов гидродинамических исследований.

 

 

Гидродинамическими  методами в достаточной степени  исследован основной продуктивный горизонт БВ₈. Результаты исследований методами установившихся и неустановившихся отборов обрабатывались согласно        РД-39-3-593-81.

При определении  параметров использовались свойства пластовых  нефтей, объёмный коэффициент, плотность  разгазированной нефти. Результаты определений помещены в табл. 5. начальное пластовое давление близко к гидростатическому, геотермический градиент по скважинам меняется в небольших пределах и имеет среднее 0,041⁰С/м.

Пластовая температура  распределяется в интервале 84,0 – 90,0⁰С. По результатам гидропрослушиваний, проведённых в начальный период разработки, определена пьезопроводность пласта – 1480*10^-4 м²/с.

Величина расчётного приведённого радиуса свидетельствует о гидродинамическом совершенстве скважин.

Ввиду того, что  пласт БВ₈ находится на поздней стадии разработки, в гидродинамических расчётах рекомендуется пользоваться фактическими дебитами скважин.

В табл. 6. представлены необходимые виды, объёмы и периодичность работ, необходимых для осуществления контроля за разработкой месторождения.

 

В заключение этого раздела приводится сводная табл. 7. основных геолого-физических характеристик продуктивных пластов Мегионского месторождения.

 

 

 

 

Результаты  исследований скважин пласта БВ₈

Мегионского месторождения.

 

Таблица 5.

 

Параметры	Количество		Интервал изменения параметра	Среднее значение по пласту	Примечание
	скважин	измерений
Пластовая температура, `C Начальное пластовое  давление, 10-1 Па Геотермический градиент, `C/м Дебит нефти, м3/сут. Обводнённость весовая, % Технологический газовый  фактор, м3/т Продуктивность, 10*м3/сут МПа Удельная продуктивность, 10*м3/сут МПа Гидропроводность, 10-11*м3/Па*с Приведённый радиус, м Пьезопроводность, 10-4*м2/с	10 10 10 10 30 - 59 59 66 38 -	10 10 10 10 48 - 59 59 66 38 -	84,0 – 90,0 210,7 – 218,0 0,040 – 0,042 71,5 – 115,9 0,2 – 85,0 - 1,2 – 32,1 0,17 – 3,04 0,6 – 995,0 0,001 – 1,755 -	86,8 215,1 0,041 99,1 23,5 115,5 12,8 1,16 340,3 0,298 14580	- Nзам.=2140 - Диаметр=6 мм - данные цнипра - - - - гидропрослуш.

 

 

Виды, объём  и периодичность исследовательских  работ.

 

Таблица 6.

 

Категория скважин	Определение дебита жидкости (приёмистости) и буферных давлений	Определение обводнённости	Определение пластового давления (статистического уровня)	Определение пластового давления (динамического уровня)	Исследование методом  восстановления давления (уровня)
Фонтанные	100% фонда 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в квартал	100% фонда 1 раз в полгода	100% фонда 1 раз в год
ЭЦН	100% высокодеб.скв. 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в квартал	100% фонда 1 раз в месяц	100% фонда 1 раз в год
ШГН	100% высокодеб.скв. 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в неделю	100% фонда 1 раз в квартал	100% фонда 1 раз в месяц	100% фонда 1 раз в год
Нагнетательные	100% фонда 1 раз в неделю		100% фонда 1 раз в квартал	100% фонда 1 раз в месяц	100% фонда 1 раз в 2 года
Контрольные и  скважины опорной сети			100% фонда 1 раз в квартал		100% фонда 1 раз в полгода
Пьезометрические			100% фонда 1 раз в квартал

 

Мегионское  месторождение.

Геолого-физические характеристики продуктивных пластов.

 

Таблица 7.

 

 

Параметры	Объекты
	АВ1-3	АВ2		БВ8	БВ10	ЮВ1
Средняя глубина залегания, м	1690-1695	1718-1724		2110-2125	2230-2237	2420-2435
Тип залежи	Стр.-литологический			Пластово-сводовый
Тип коллектора	Терригенный, поровый
Площадь нефтеносности, тыс. м3	98874	54018	116823		8831	30730
Средняя общая толщина, м	26	0-20	21-63		34	6-7
Средняя нефтенасыщенная  толщина, м	2,98	2,58	8,38-4,09		3,5	5,19
Средняя водонасыщенная толщина, м	1,19	2,38	3,26		3,7	10,05
Пористость, %	21	22-23	21		20	13
Средняя нефтенасыщенность  ЧНЗ, д. ед	0,025	0,0323	0,108-0,041		0,071	0,080
Средняя нефтенасыщенность  ВНЗ, д. ед	0,016	0,0323	0,055		0,024	0,045
Проницаемость, 10-3 мкм2	32	150	279		-	20
Коэффициент песчанистости, д. ед.	0,0816	0,244-0,787	0,841		0,266	0,384
Коэффициент расчленённости, д. ед.	1,35	1,87-3,92	5,157		4,0	3,38
Начальная пластовая  температура, `С	73	73	87		-	99
Начальное пластовое  давление, МПа	17,2	17,2	21,8		-	23,1
Вязкость нефти в  пл. условиях, мПа*с	1,57	1,57	0,96		-	0,68
Плотность нефти в пл. условиях, т/м3	0,791	0,791	0,735		-	0,714
Плотность нефти в  пов. условиях, т/м3	0,859	0,859	0,832		0,832	0,837
Абсолютная отметка  ВНК, м	1682-1683	1682-1683	2120,0		2184,0	2402,0
Объёмный коэффициент  нефти, д. ед.	1,15	1,15	1,28		-	1,35
Содержание серы в нефти, %	0,9	0,9	1,1		1,1	0,5
Содержание парафина в нефти, %	2,9	2,9	2,4		-	1,9
Давление насыщения  нефти газом, МПа	7,9	7,9	9,3		-	9,9
Газосодержание нефти, м3/т	54	54	80		-	116
Вязкость воды в пл. условиях, мПа*с	0,43	0,43	0,36		-	-
Плотность воды в пл. условиях, т/м3	0,998	0,998	0,9905		-	-
Средняя продуктивность, х10м3/сутМПа	0,2	0,2	12,8		-	0,1

 

 

 

 

 

 

 

6. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин.

 

6.1. Текущий ремонт  скважин.

 

 

Работы, выполняемые при  текущем ремонте скважин, можно  подразделить на следующие группы (рис. 14): Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является КРС или, как расшифровывается эта аббревиатура, капитальный ремонт скважин. В список работ, которые подразумевает капитальный ремонт скважин, входит проведение ремонтно-изоляционных работ, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин, приобщение пластов и перевод на другие горизонты.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию и расконсервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

Работы, выполняемые при  текущем ремонте скважин, можно  подразделить на следующие группы (рис. 14): подготовительные работы, включающие переезд бригады текущего ремонта, глушение скважины (в случае, если ремонт производится при открытом устье), размещение комплекса оборудования на устье скважины  и  его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого оборудования; непосредственно сами ремонтные работы, основной объем которых занимают спускоподъемные операции; заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и  ее  сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и  инструмента  от   загрязнений   при  ремонте скважины, демонтаж оборудования, очистку территории рабочей зоны. Работы выполняются бригадой в соответствии с планом на текущий ремонт скважины.

Каждая бригада текущего ремонта должна иметь в наличии  минимальный перечень оборудования, инструментов, приспособлений, спецодежды, необходимый для безопасной и эффективной работы. Данный перечень не реже чем в 5 лет может пересматриваться для включения инструментом. оборудования и материалов новых типов. Перечень может быть адаптирован к конкретным специфическим условиям ремонта. Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин включает минимально необходимое оборудование, инструменты и приспособления для обеспечения эффективной работы бригад текущего ремонта скважин.