Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

 

Растворенный в нефти  газ содержит в молярных процентах  –см таблицу.

  Таблица №4

Компоненты	БВ8
СО2 N2 Метан Этан Пропан Бутан Сероводорода в составе  газа нет Плотность газа  Р=1,236 кг/м3	0,19               1,16                72               7,82              12,34                6,25

 

Из этого видно, что нефти Повховского месторождения легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые, парафинистые.

Пластовые воды относятся  к хлоркальциевому типу. Минерализация  – от 14 до 20,5 г/л. Характеризуются значительным содержанием брома и ионов кальция. Содержание йода 2,1 2,34 мг/л, аммония от 24,3 до 34,5мг/л. Величина РН: 0,8 –7,2. Удельный вес –1,016 г/см3. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана 58,5%; азота 1,128%; углекислого газа 0,609%; гелия 0,005%; тяжелых углеводородов 39,758%.

1.5. История открытия и освоения  месторождения.

 

Повховское  месторождение по объему начальных  запасов относится к разряду крупных. Согласно подсчета запасов, утвержденного ГКЗ РФ в 1994 году, на месторождении числится 600 120 тыс.т. балансовых, 163 966 тыс.т. извлекаемых запасов. Среднее значение КИН - 0,310.Основные запасы месторождения сосредоточены в горизонте БВ₈-95,8%.Продуктивный горизонт БВ₈ представлен одной пластовой литологические экранированной залежью нефти размером 57*21км и высотой 178м.

Основанием  для поисково-разведочного бурения  послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Ватьёганского и других соседних поднятий. Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Ватьеганской и Больше-Катухтинской площадей началось в 1972 году. Первые поисковые скважины №№ 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения нефтегазоностности меловых и юрских отложений и уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований.

В 1972 году на Средне-Ватьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 - 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5 м³/сут. через 8 мм штуцер. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, хотя по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник, приуроченный к верхней заглинизированной части пласта. Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья. В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения, которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Катухтинской площади.

За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи.

С июня 1978 года Повховское месторождение введено  в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году. Владельцами лицензии на недропользование Повховского месторождения 
является ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», лицензия № ХМН 00497 НЭ от 22.04.97г, выдана Ханты-Мансийским комитетом по геологии и использованию недр до 03.03.2013 года, в 2011г лицензия была продлена до 2038г.

 

2. Конструкция скважин и их забоев способы освоения скважин

2.1.Конструкция скважин

Как правило, верхние участки разреза скважины представлены молодыми отложениями, легко размывающимися в процессе бурения промывочной жидкостью. Поэтому бурить скважину начинают после того, как предпримут соответствующие меры против размывания породы под основанием буровой. Для этого бурят шуфт до устойчивых пород (4-8м) и в него спускается обсадная труба, называемая направлением. В пространство между обсадной трубой и стенками шуфта забрасывают бутовой камень и заливают цементный раствор. В верхней части обсадной трубы заранее вырезается окно, из которого во время промывки скважины промывочная жидкость выходит в желобную систему. После установки направления и проведения ряда подготовительных работ перед бурением скважины приступают к бурению скважины до такой глубины, на которой почти всегда присутствуют водоносные горизонты в верхнем разрезе скважины и в той или иной степени осложняют процесс бурения. Обычно глубина их залегания составляет 50-400м. В целях перекрытия и изоляции этих горизонтов в созданный ствол спускают обсадную колонну, а ее затрубное пространство заливают цементным раствором (до устья скважины). Второй ряд обсадных труб получил название кондуктор. Изолировав    кондуктором    верхние    горизонты,    продолжают    углубление скважины. Иногда после спуска кондуктора пробурить скважину до проектной глубины не удается из-за прохождения новых осложняющих бурение горизонтов или из-за необходимости   перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации  данной скважиной. В таких случаях появляется необходимость в спуске и последующем цементировании третьей промежуточной колонны. После спуска и цементирования промежуточной колонны продолжают бурение. При этом вновь могут    встретиться    горизонты, подлежащие изоляции. При таком  положении  спускают  и  цементируют  четвертую   обсадную  колонну, называемую второй промежуточной колонной.

Пробурив  скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема тем или иным способом нефти от забоя к устью скважины.

Диаметр, скважины по мере углубления ее от интервала  к интервалу уменьшается вследствие спуска в нее обсадных колонн.

Диаметр долот, диаметры обсадных колонн, глубины  перехода с большого диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн, высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами составляют понятие конструкции скважины.

На Повховском месторождении скважины все одноколонные, так как спускают направление, кондуктор  и эксплуатационную колонну.

Выбор конструкции  скважины определяется геологическим  и особенностями строения месторождения, видом добываемого продукта, способом эксплуатации, способом бурения, техникой и технологией бурения.

Схематически  конструкция скважины приведена  на примере скважины 4059 на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Конструкция  скважины.

3. Эксплуатация скважин глубинными насосами

3.1. Состояние эксплуатационного фонда скважин

По  состоянию  на  31.08.2011г.   на Повховском месторождении общий фонд скважин составляет 3648, из них 1922 скважины эксплуатационного нефтяного фонда, 1646 скважин действующего нефтяного фонда, 828 скважин эксплуатационного нагнетательного фонда, из них 681 скважина действующего нагнетательного фонда, 461 скважина находится в консервации, 1 скважина контрольная и 133 скважины  пьезометрические, 141 скважина - ожидание ликвидации и ликвидированные, 60 водозаборных и поглощающих скважин. Из 1922 скважин нефтяного фонда 1645 скважин действующих, бездействующий фонд - 277 скважин. По способам эксплуатации действующий фонд распределяется:

ФЛ - 0 скважин;

ОСЭ - 1 скважина (0,06%)

ЭЦН -   1508 скважин (91,7%);

ШГН -  136 скважин (8,3 %);

B бездействии и консервации находятся -734 скважины, в основном, низко дебитные или высокообводненные.

Из 828 скважин нагнетательного фонда 681 скважин действующих, бездействующий фонд - 147 скважин  и 11 скважины освоения.

По ЦДНГ-5 ПМ на 31.08.2011г.  эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 395 скважин, из него действующий фонд 346 скважин, 121 скважина находится в консервации, 21 скважина пьезометрическая, в ожидании ликвидации  и ликвидированы 28 скважин. По способам эксплуатации действующий фонд распределяется:

ОСЭ – 0 скв.

ФЛ – 0 скв.

ЭЦН – 287 скв. (82,9%)

ШГН – 59 скв. (17,1%)

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 182 скважины, из них 157 скважин действующего фонда, в бездействии – 23 скважины, освоение – 2 скважины, в консервации – 1 скважина, ликвидирована – 1скважина.

 

3.2. Способы добычи нефти, применяемые на месторождении

Разделяют два  вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность - фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механизированном способе - прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину. Фонтанная эксплуатация (фактически отсутствует) - это самопроизвольный подъем нефти на поверхность по стволу скважины под воздействием давления пласта. Всё  оборудование  фонтанной скважины  можно разделить на две группы: подземное и наземное. Подземное оборудование включает в себя: а) насосно - компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому жидкость поднимается на поверхность;      б) якорь, пакер - для разобщения пласта скважины и эксплуатационной колоны колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации и находятся ниже фланца обсадной колонны.

К наземному  оборудованию относится:

а) устьевая арматура, для герметизации устья скважины;

б) рабочие манифольды, штуцеры, клапана, задвижки.

 

Механизированный  способ эксплуатации - это принудительный подъем нефти на поверхность с помощью насосов, спущенных в скважину (ЭЦН, ШГН) Эксплуатация скважин УЭЦН.

3.2.1 Установки погружных  электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м³/сут и высотой подъема 500¸2000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных  центробежных насосов в модульном  исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции  нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.

 

Установка (рис. 3.2.1) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым  устанавливают обратный и сливной  клапаны.

В зависимости от максимального  поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным  габаритом 112 мм применяют в  скважинах с колонной обсадных  труб внутренним диаметром не  менее 121,7 мм;

- установки группы 5А поперечным  габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным  габаритом 140,5 мм - в скважинах  внутренним диаметром не менее  148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6¸8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140°С).

Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст.

На рис. 3.2.1 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Установки (на рис. 2 схема  НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для  каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50¸100 до 200¸250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в табл. 7 основных данных установок.

 

 

 

 

Таблица 4

 

Наименование установок	Минимальный (внутренний) диаметр  эксп-луатационной колонны, мм	Попереч-ный габарит установки, мм	Подача м3/сут	Напор, м	Мощность двигателя, кВт	Тип газосепа-ратора
УЭЦНМ5-50	121,7	112	50	990¸1980	32¸45
УЭЦНМ5-80			80	900¸1950	32¸63
УЭЦНМК5-80
УЭЦНМ5-125			125	745¸1770		1МНГ5
УЭЦНМК5-125
УЭЦНМ5-200			200	640¸1395	45¸90	1МНГК5
УЭЦНМ5А-160	130,0	124	160	790¸1705	32¸90	МНГА5
УЭЦНМ5А-250			250	795¸1800	45¸90
УЭЦНМК5-250						МНГК5А
УЭЦНМ5А-400			400	555¸1255	63¸125
УЭЦНМК5А-400
УЭЦНМ6-250	144,3	137	250	920¸1840	63¸125
УЭЦНМ6-320			320	755¸1545
УЭЦНМ6-500	144,3 или 148,3	137 или 140,5	500	800¸1425	90¸180
УЭЦНМ6-800	148,3	140,5	800	725¸1100	125¸250
УЭЦНМ6-1000			1000	615¸1030	180¸250