Отчет по практике: Разработка Южно-Ягунского месторождения

По углеродному составу нефть горизонта ЮС1 относится к смешанному типу, содержание компонентов приблизительно в равных соотношениях с небольшим преобладанием метановых до 59 % , ароматических до 21,4 % нафтеновых до 34,8 % .

Нефть горизонта Ю2 представлена поверхностными пробами. Нефть парафиновая ( 2,9 % ), сернистая (1,6 % ),смолистая (7,5 % ). Газ , отобранный на устье метанового состава ( до 88 % ) ;содержание этана достигает 8% , бутана - 3% , пропана - 8 % , гелия в среднем - 0,05 % .

Запасы нефти .

Запасы нефти были подсчитаны « ГлавТюменьгеологией» в 1986 году. По материалам бурения разведочных скважин и утверждены ГКЗ ( протокол N 10097 от 18. 12. 1986 г. ) в размере :

по категории С1 балансовые 479,52 млн. т, извлекаемые 202,2 млн. т;

по категории С2 балансовые 132,16млн. т, извлекаемые 53,9 млн.т.

2. Разработка Южно-Ягунского месторождения

Разработка Южно-Ягунского месторождения начата с 1987 г. С начала разработки было добыто 71104.5 тыс. т нефти и 96281.7 тыс. т жидкости.

В 2001 году добыча жидкости составила 15945.1 тыс. т, нефти 9749.5 тыс. т.

Обводненность продукции достигла 38.9%. Средний дебит жидкости действующих скважин составил 31.9 т./сут, нефти-19.5 тыс. т.

Месторождение вступило во второй этап разработки, который характеризуется относительной стабилизацией годовых отборов жидкости и нефти.

Закачка воды на месторождении ведется с начала разработки. По состоянию на 1.01.2012 года было закачено 122316 тыс. м3 , в течении 2011 года 19366 тыс. м3, при этом текущая компенсация жидкости закачкой составили 105%, с начала разработки 106%.

Практически всю динамику добычи жидкости и нефти по месторождению определяет объект БС102-3. За 2011 г. добыча жидкости по объекту БС102-3 составила 15253.1 тыс. т или 95.6% по отношению к месторождению, нефти-9236.5 тыс. т или 94.7%.

Добыча жидкости по второстепенным объектам (БС11-12+ЮС1-2) за 2011 г. составила 692 тыс. т или 4.3% по отношению к месторождению, нефти- 513.4 тыс. т или 5.2%.Таким образом, особенностями динамики добычи нефти по месторождению являются:

-          вступление ее во вторую стадию процесса разработки;

-        полная зависимость от динамики добычи нефти из объекта БС102-3.

В настоящее время наиболее важным является определить продолжительность второй стадии и момент ее перехода к третьей. Из фактически сложившегося порядка ввода месторождения в разработку, объема реализуемых мероприятий ГТМ и мощностей по добыче нефти, дальнейшая динамика добычи нефти определится состоянием разработки и мероприятиями ГТМ по ЦДНГ-6,7 в объекте БС102. Ограничение здесь объемов бурения может привести к быстрому падению уровней добычи нефти по ЦДНГ-6,7 и месторождению в целом.

2.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3

Разработка объекта БС102-3 Тевлино-Русскинского месторождения начата с 1987 года.Объект БС102-3 находится в стадии стабилизации добычи нефти (стадия 2 по М.М. Ивановой).

По состоянию на 1.01.2002 г. с начала разработки было закачано 114810 тыс. м3 , в 2001 году закачка воды составила 18762 тыс. м3. При этом текущая компенсация отборов жидкости закачкой в 2000 году составила 103.2%, с начала разработки 103.1%. На рисунках приведена динамика основных показателей разработки по объекту БС102-3 и ЦДНГ 4,5,6,7. Как видно из рисунков, начиная с 1997 года по объекту БС102-3 в целом, резко возрастают годовые отборы жидкости и нефти. Такая динамика обусловлена за счет динамики ЦДНГ 6,7. Годовые отборы жидкости по ЦДНГ 6,7 в 2001 году составили 68.7% по отношению к объекту БС102-3 в целом, нефти - 75.1%.

С 1998года динамика добычи нефти ЦДНГ - 4,5 вступила в стадию падающей добычи нефти (стадия 3 по М.М. Ивановой).

.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности

Технологической схемой разработки (протокол ЦКР СССР № 1272 от 30.11.87 г.) проектировалось ввести в разработку 19 залежей или 692330 тыс. т балансовых запасов, в т. ч. 580289 тыс. т категории С1 и 111501 тыс. т категории С2 (табл. 4).

Таблица 4

Проектные объекты утвержденной Технологической схемы разработки

на 1.01.2012 г. (протокол ЦКР СССР № 1272 от 30.11.87 г.)

По состоянию на 1.01.2012 г. из 19 проектных залежей в разработке насчитывается 7. Балансовые запасы введенных в разработку залежей категорий В+С1, которые проектировалось ввести в разработку.

Разбуренность основного проектного фонда скважин введенных в разработку проектных объектов по состоянию на 1.01.2012 г. выглядит следующим образом (табл. 5).

Таблица 5

Разбуренность основного проектного фонда скважин, введенных в разработку проектных объектов по состоянию на 1.01.2012 г.

Из числа 2024 проектных скважин продуктивного комплекса БС102-3 пробурено 1718 или 84.9% по отношению к проекту. На объект БС11-12 пробурено 126 (30.8%) скважин из 409 проектных. На объект ЮС11-2 пробурено 140 (20.3%) из 689 проектных. Всего по введенным в разработку проектным объектам пробурено 1984 скважины (63.5%) из 3122.

Всего же по месторождению, вместе с прочими объектами, на 1.01.2012 г. пробурено 2010 скважин основного фонда из 3991 проектных, согласно Техсхеме, или 50.4%. Проектными решениями к этому времени предусматривалось пробурить 3788 скважин основного фонда или 95%.

. Способы эксплуатации скважин

Эксплуатация нефтяных скважин производится тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом, бескомпрессионным и компрессионным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами, центробежными и винтовыми насосами. В СНГ более 70 % нефтяных месторождений эксплуатируется штанговыми насосами, менее 20 % - бесштанговыми т.е. гидропоршневыми насосами, причем в настоящее время только ЭЦН и около 10 % фонтанным и газлифтным способами.

3.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом

По качеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, c помощью которого добывается большой процент нефти и практически весь газ газовых месторождений. В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к.п.д. В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины. Теперь ставят фонтанные трубы.

Для контроля режима работы скважины стали применять манометр установленный на буфере. Для замера выкидной линии возникла необходимость перекрытия скважины запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы начали применять фонтанную арматуру(рис. 3.1).

Рис. 3.1 Фонтанная арматура

3.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин

Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен работе фонтанного. Однако для функционирования газлифта, в подъемник необходимо подавать извне сжатый газ-энергоноситель. Когда газ компрессируют, газлифт называют компрессорным. Существует и так называемый бескомпрессорный газлифт, когда используют газ из высоконапорных газовых пластов и поэтому отпадает необходимость в компрессорной станции. Бескомпрессорный газлифт редкий способ. Число скважин эксплуатируемых этим способом 1-2 % от скважин с компрессорным газлифтом.

месторождение пласт скважина разработка

В СНГ газлифтным способом эксплуатируется 5 % скважин, что объясняется двумя главными причинами: Большой стоимостью и трудностью сооружения компрессорных станций с коммуникациями и дополнительным оснащением и низким к.п.д. способа (при компрессорном газлифте), а следовательно большой его энергоемкостью. Для газлифтной эксплуатации применяются поршневые компрессоры с газовыми двигателями. В последнее время используют центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом. Преимущества газлифтной эксплуатации следующие: межремонтный период работы внутрискважинного оборудования при газлифтной эксплуатации в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко уменьшить объемы самых тяжелых работ по текущему ремонту скважин. Газлифтный способ эксплуатации экономически выгоден на месторождениях с малодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией и низкой обводненностью.

3.3 Эксплуатация ШСНУ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся.

Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15% добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет и дальше развиваться.

Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С

в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

К наземному оборудованию относятся:

а) привод (станок - качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

Основные типы используемых станков-качалок(СК):

СКД 8-3-4000, СКД 8-3,5-5600, СКД 6-2,5-2800, СКД 12-3-5600 и т.д.;

ПНШ 80-3-40.

Последний тип является СК румынского производства и отличается большей надежностью.

Устьевая арматура производства Октябрьского завода нефтепромыслового оборудования (ОЗНПО).

Насосы применяются следующих типов:

невставные- НН2Б-44, НН2Б-57;

вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.

. Невставные насосы

а. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.

б. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору , последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.

. Вставные насосы

Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий вскважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.