Материал: Южно-Сургутское месторождение

не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Рисунок 5.2 Конструкция скважины. 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной колонне и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Элементы конструкции скважин приведены на рис.4.1 Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. Поэтому сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

5.3 Способы добычи нефти

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

фонтанный;

газлифтный;

механизированный.

5.3.1 Добыча нефти при помощи ШГНУ

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладают высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Рисунок 5.3.1 Схема добычи нефти с помощью штангового насоса. 1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - штанга; 4 - тройник; 5 - устьевой сальник; 6 - балансир станка-качалки; 7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 -электродвигатель; 9 - головка балансира; 10 - насосные трубы.

.3.2 Добыча нефти при помощи УЭЦН

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 5.3.2. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Рис. 5.3.2 Схема установки ЭЦН в скважине:

- центробежный многоступенчатый насос;

- погружной электродвигатель;

- подъемные трубы;

- обратный клапан;

- устьевая арматура.

. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

6.1 Мероприятия по ПНП и интенсификации за 1994-2000 гг

При рассмотрении комплекса мероприятий по повышению нефтеотдачи в 1999 г. целесообразно учесть не только хронологию ГТМ и объемы внедрения, но и влияние на текущее состояние разработки ранее применяемых на объекте методов увеличения нефтеотдачи. В ходе анализа эффективности проведенных за последние годы на горизонте БС10 Южно-Сургутского месторождения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти было выявлено, что, кроме плановых КРС и ПРС скважин, с 1992 г. применялись следующие мероприятия:

с 1992 г. МУН в виде потокоотклоняющих технологий и комплексных ОПЗ нагнетательных скважин, всего 187 скважино-операций, причем в 1994-95 гг. внедрение МУН не проводилось;

с 1992 г. ОПЗП скважин композициями на основе нефтяных растворителей, всего - 246 скважин, причем в 1996 - 98гг. по 50-65 скважино-операций в год;

с 1994 г. гидродинамическое воздействие - сезонное ограничение закачки воды (нестационарное заводнение) в сочетании с отключением высокообводненного добывающего фонда скважин;

с января 1999 г. - оптимизация (форсирование) закачки и отбора в сочетании с восстановлением добывающего фонда скважин из бездействия - среднегодовой дебит жидкости увеличился с 45 до 56 т/с, закачка увеличилась с 12.6 млн.м3 в 1998 г. до 15.5 млн.м3 в 1999 г., т.е. на 23 %; на конец 1999 г. действующий добывающий фонд скважин составил 693 против 610 на конец 1998 г., т.е. увеличился на 13.6 %.;

с апреля 1999 г. осуществлена интенсификация отбора жидкости в добывающих скважинах по программе Джо Мака (углубление насосного оборудования с увеличением его производительности);

из-за отсутствия полной информации и небольшого количества скважино-операций, другие виды ГТМ (доперфорация, МКД, гидрожелонка, кислотные ОПЗ) отдельно не анализировались и отнесены к гидродинамическому воздействию.

6.2 Эффективность физико-химических МУН

Результаты применения МУН в 1991-98 гг. Воздействием охвачена в основном восточная, наиболее проницаемая и неоднородная часть месторождения. Это хорошо согласуется с рекомендациями, приведенными в Комплексной программе применения физико-химических МУН на месторождениях НГДУ «Юганскнефть» в 2000-2005 гг. При этом по многим (как правило, наиболее результативным) скважинам проведены повторные обработки.

Средний удельный технологический эффект (по 81 проанализированной скважино-операции) составил 3.8 тыс.т на 1 обработанную нагнетательную скважину. Это один из наиболее высоких показателей среди всех месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Так, например, этот показатель по горизонту БС10 Южно-Балыкского месторождения составляет 2.5 тыс. т/скв., по пласту БС10 Усть-Балыкского месторождения - около 1.4 тыс. т на скважину.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе прохождения производственной практики передо мной стоял ряд целей, которые были достигнуты. Я приобрел навыки в области избранной профессиональной деятельности. Благодаря производственной практике, я ознакомился с основами будущей профессиональной деятельности.

В ходе практики также были достигнуты стоящие передо мной задачи. Я ознакомился с процессами бурения нефтяных скважин, эксплуатации нефтяных месторождений, добычей нефти и обустройством нефтяного месторождения, с основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных скважин, с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью и получил определенные практические знания, способствующие лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

БИБЛИОГРАФИЯ

Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с.: илл.;

Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.- М., «Недра», 1997, стр. 360.;: [Электронный ресурс]: URL http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/440-geologiya-mamontovskogo-mestorozhdeniya (Дата обращения: 20.08.14);

Все о нефти: [Электронный ресурс]: URL http://vseonefti.ru/upstream/stadii-razrabotki.html (Дата обращения: 20.08.14).