Скважинная добыча нефти

Фактически средние дебиты по нефти и жидкости 13,6 т/сут, 38,0 т/сут по анализируемому году ниже проектных на 3,8 и 9,8 т/сут соответственно. Водосодержание в добываемой продукции превышает проектное на 5,2% и составляет 68,7%.

Уровень механизации действующего фонда – 100,5%, что превышает проектный. В неработающем фонде находится 371 скважина, что составляет 36,1% от эксплуатационного фонда.

Пластовые давления по разрабатываемым залежам: 1БС-10 – 237 атм, что на 21 атм ниже начального энергетического уровня и БС11 – 259 атм, на 6 атм ниже начального.

На месторождении реализованы значительные объемы работ по воздействию на призабойную зону пласта, что позволило уменьшить темп роста обводненности и превысить проектные дебиты скважин. По нагнетательному фонду проведено 145 операций, в том числе по выравниванию профиля приемистости – 427. Дополнительная добыча нефти за счет ВПП составила 235,7 тыс. тонн нефти. За счет ОПЗ добывающих скважин добыли 303,8 тыс. тонн. В итоге от реализации работ по воздействию на пласт ОПЗ + ВПП получено дополнительно 539,5 тыс. тонн нефти или 15,4% от всей добычи по месторождению за анализируемый год.

В целом Муравленковское месторождение разрабатывается в соответствии с проектными решениями. Недобор нефти по сравнению с проектом по пласту 1БС-10 объясняется неполной реализацией проектных решений по фонду добывающих скважин, несформированностью системы воздействия.

В «Авторском надзоре» за 2002 год выявлены потенциальные возможности по 111 скважинам объекта БС11 и по 6 скважинам объекта 1БС-10. Дальнейшие технологические решения должны быть направлены на увеличения отборов жидкости за счет проведения оптимизационных работ, приведения скважинного оборудования в соответствии с добывающими возможностями пласта, продолжение применения физико-химических методов и изоляционных работ, увеличение притоков нефти в результате доосвоения низкопродуктивных интервалов. В 2002 году  под нагнетание было переведено 1 скважин, из них 9 – после отработки на нефть и 1 из бурения. Всего за отчетный период закачано 955,8 тыс. м3 воды, с начала разработки 1298,9 тыс. м3. Компенсация отборов жидкости закачкой составила: текущая – 89,9%, накопленная – 75%.

Из 77 новых нефтяных скважин 74 были введены механизированным способом, в том числе: ЭЦН – 15, ШГН – 59. Также были переведены на мехдобычу 3 скважины,  в том числе с фонтана на ЭЦН-3.

 В целом по объекту  разработки состояние оценивается, как удовлетворительное. Основные  показатели за 2002 год  превышает проектные, но вместе с тем существует проблема опережающего формирования системы ППД, что позволило бы сократить потери в добыче при снижении пластового давления.

В 2002 году на месторождениях ТПДН «Муравленковскнефть» объем работы по интенсификации притока нефти по сравнению с прошлым годом практически не изменился.

За счет проведения различных обработок призабойной зоны получено дополнительно добытой нефти 316. 106, что на 26,2 тыс. тонн больше, чем в прошлом году. Эффективность составила 13,2 тонны в сутки.

Извлечение прироста дополнительно добытой нефти по сравнению с 2001 годом  произошло за счет проведения гидравлического разрыва пласта – метода, предусматривающего содержание или открытие имеющихся в пласте естественных трещин путем нагнетания специальной жидкости и последующего сохранения трещин в открытом состоянии за счет заполнения их пропантом. Работы проведены на 60 скважинах, дополнительная добыча составила 210,036 тыс. тон, что на 6,0 тыс. тонн больше, чем в 2001 году, эффективность составила 20,9 тыс. тонн, что на 1,3 тонны в сутки больше прошлого года. Обоснованный выбор объекта является одним из главных условий эффективного применения ГРП.

44% всех обработок составляют  накопленные в сочетании с  циклическими, импульсами высокого  давления и установленными для освоения скважин типа УОС или УЭОС.

8,9% составляет обработки  соляной кислоты, динамические соляно-кислоты  важны и глинокислотные обработки  вследствие своей сравнительной  простаты, дешевизны, доступности реагентов  и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения.

Соляно-кислотные обработки практически без ограничений применены для карбонатных коллекторов, а также в терригенных породах с высоким содержанием карбонатов 10-25%. Глинокислотные воздействие используют для обработки терригенных коллекторов с невысокой карбонатностью. Дополнительная добыча нефти составила 377,218 тон нефти. Наиболее эффективными являются ремонты по ГРП добывающих скважин с суточной эффективностью ремонта 20,9 тон в сутки и по ликвидации негерметичности э/к  добывающих скважин с суточной эффективностью 12,7 тон в сутки. Также необходимо обратить внимание на качество работ с УЭОС, связанное с износом спецтехники.

 

3.3. ФОНД   СКВАЖИН

 

Эксплуатационный фонд по Муравленковскому месторождению составляет – 875 скважин.

По способу эксплуатации подразделяются:

фонтанные – 1 скважина;

механизированные – 628 скважин.

Из них УЭЦН – 469 скважин;

УСШН – 158 скважин;

Нагнетательные – 247 скважин.

Как видим выше указанных цифр, основную долю механизированного фонда добывающих скважин Муравленковского месторождения, приходится на электроцентробежные насосы.

Также на Муравленковском месторождении, есть импортное оборудование адекватное по своим характеристикам установкам УЭЦН (фирма Центрилифт). Внедрение этого оборудования было начато в 1992 – 1993 годах основными модельными установками были FV-320, FC-650.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.  СПЕЦИАЛЬНАЯ    ЧАСТЬ

 

4.1.   ФОНД   СКВАЖИН   С   УЭЦН   И   ЕГО   ХАРАКТЕРИСТИКА

 

УЭЦН это универсальный электрический центробежный насос. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (центробежного насоса УЭЦН) с электродвигателем ПЭД и кабельной линии, спускаемых в скважину на колоне насосно – компрессорных труб и герметизируемого с помощью оборудования устья и наземного электро оборудования (трансформатор и станции управления). 

Условные обозначения установок погружных центробежных насосов: 1У9ЭЦН 6-250-1050, где:

1 – порядковый номер;

У- установка;

9 – порядковый номер  модификации насоса;

Э – привод от погружного электродвигателя;

Ц – центробежный;

Н – насос;

6 – группа насосов;

250 – подача м3/сут;

1050 – напор в м.

Центробежные насосы разработанных конструкций широко применяются в технологических процессах добычи нефти, внутрипромыслового сбора и транспорта продукции скважин, магистрального транспорта нефти.

Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости (нефти, воды, нефтяного газа и механических примесей) со следующей характеристикой:

Максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м3 до 1400; 

Температура откачиваемой жидкости, 0С не более 90;

Максимальная объемная доля свободного газа на входе в насос, % 25;

Максимальная концентрация сероводорода, г/л не более 0,01;

Максимальное содержание воды, % не более 99;

Водородный указатель рН пластовой воды 6,0 – 8,5;

Максимальная массовая концентрация твердых частиц, г/л 0,1.

При содержании в жидкой среде механических примесей более 0,1 – 0,5 г/л следует использовать установки погружных центробежных электронасосов повышенной сухостойкости (УЭЦНН), при содержании сероводорода в количестве 0,01-1,25 г/л – установки погружных центробежных электронасосов коррозионно стойкого исполнения (УЭЦНК). Основная классификация насосов УЭЦН применяемых при подземном ремонте на Муравленковском месторождении:

У9 ЭЦН 5-50 – 1300;

У9 ЭЦН 5-50 – 1550;

У9 ЭЦН 5-50 – 1700;

У9 ЭЦН 5-80 – 1200;

У9 ЭЦН 5-80 – 1550.

Средняя производительность применяемых насосов УЭЦН – 50 – 26 – 70 м3/сут, УЭЦН – 80 – 60 – 115 м3/сут. Средняя глубина спуска оборудования УЭЦН по Муравленковскому месторождению в среднем колеблетца в пределах 1320 – 1800 метров в зависимости от геологических данных скважин.

Недостаточное использование установок центробежных насосов с малыми подачами объясняется не отсутствием скважин, характеризующихся такими параметрами, а в данный момент малыми объемами поставок необходимого оборудования. Это вынуждает использовать в средне – и малодебитных скважинах установки с более большими подачами, далеких от оптимальных, или на режимах периодической эксплуатации скважин.

Анализ межремонтного периода работы скважин и  причин отказов оборудования показывает, что установки электроприводных центробежных насосов в настоящее время наиболее надежны и экономичны. Их средний МРП достигает 500 – 540 суток по Муравленковскому месторождению.

Проведя анализ работы скважин с УЭЦН выделим, что наиболее частыми причинами выхода из строя являются:

прекращение подачи (полный износ рабочих органов насоса или сгорание электродвигателя, слом или срыв соединения валов насоса);

недостаточность притока скважины;

негерметичность НТК;

снижение изоляции.

В случаях большого содержания газа в скважинах установки УЭЦН могут комплектоваться газосепараторами, которые устанавливаются до приема насоса и пропускает через себя поток газонефтяной жидкости сепарирует его, растворяя газ в нефтяной эмульсии тем самым обеспечивая стабильную работу УЭЦН, не давая скапливаться большим пузырям газа на рабочих органах насоса.

Выход из строя установок УЭЦН по причине большого износа рабочих органов говорит о работе скважин с большим содержанием КВЧ. Для увеличения продолжительности работы УЭЦН применяют шламоотстойник, комплектующийся специальными рабочими аппаратами, в которых под действием центробежных сил происходит сепарация газожидкостной  эмульсии от механических примесей и газа, что предохраняет насос от попадания в него твердых частиц выносимых жидкостью из пласта.

На данный момент в России есть только два завода по производству оборудования УЭЦН, такие как «АЛНАС» г. Альметьевск и «БОРЕЦ» г. Москва.

Так же на Муравленковском месторождении, есть импортное оборудование адекватное по своим характеристикам установкам УЭЦН. Внедрение этого оборудования было начато в 1992 – 1993 годах основными модельными установками были   FV-320, FC-650.

Основным отличием импортного оборудования является более технологичное обеспечение электронными защитными устройствами, более надежное оборудование в плане температурных нагрузок, износостойкости, более широкий диапазон производительности данных установок. Укомплектование станций управления отвечающее последним требованиям к данному оборудованию и позволяющей работать установкам в автоматическом режиме, с регистрацией всех параметров подземного оборудования в компьютере станции управления. Средняя наработка на отказ импортного оборудования примерно составляет 1200-1400 суток, что в три раза превышает наработку отечественного оборудования.

Сегодня соотношение времени наработки на отказ УЭЦН Российского и западного производства на Муравленковском месторождении составляет 1:2, однако соотношение цен на данное оборудование составляет 1:8. Высокие таможенные пошлины на ввозимые западные установки и запасные части зачастую определяет сегодня преобладание закупок насосов отечественного производства.

Таблица 4.1. Время наработки по типам установок (дней)

Вид установки	ТПДН «МН»	Сев. Памальяха	Умсейское	Сугмут
УЭЦН	417	871	149	327
FC – 320 FC - 650	1201		118
УСШН	291	186	113	249

 

 

4.2.  АНАЛИЗ  ОТКАЗОВ   РАБОТЫ   СКВАЖИН   С ЭЦН

 

Для своевременного периода развития нефтяной промышленности России характерно вступление в стадию падающей добычи. Многие крупные месторождения Урало-Поволжья, обеспечивающие основной объем добычи нефти в стране, характеризуются сегодня высокой степенью выработки запасов  и интенсивным ростом обезвоженности продукции.

В последние годы процесс падения добычи нефти приобрел лавинообразный характер. Так, за период 1988 – 1995 годов годовые объемы добычи нефти снизились более чем на 200 млн. тонн.

Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин.