Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

Зафиксировано наличие сероводорода, содержание которого изменяется от 0,15 до 111,40 мг/л.

 

2 Состояние  разработки  месторождения

2.1 Краткая характеристика  проекта разработки

Разработка ведется в соответствии с «Дополнением к проекту разработки Западно-Тэбукского нефтяного месторождения» от 2009 г., разработанным ООО «ПечорНИПИнефть».

Месторождение введено в разработку в 1962 г. Были составлены следующие проектные документы :

– предварительная технологическая схема разработки нефтяных залежей поддоманиковых отложений Западно-Тэбукского месторождения (1960 г.);

– технологическая схема разработки залежей нефти в карбонатных  отложениях Западно-Тэбукского месторождения (1965 г.);

– технологическая схема разработки Западно-Тэбукского месторождения на 1976–1980 гг. (1978 г.);

– уточненная технoлoгичecкaя схема разработки карбонатных отложений Западно-Тэбукского месторождения (1970 г.);

– дополнение к уточненной  технологической  схеме  разработки  карбонатных отложений Западно-Тэбукского  месторождения (1978 г.).

2.2 Сопоставление проектных  и фактических показателей разработки

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по верхнему объекту за 2007 и 2008 годы представлено в таблице 2.1..

В 2008 г. фактическая добыча нефти по объекту выше проектной на       15 тыс.т, или на 32 %, что находится в рамках допустимого отклонения при небольшом превышении проектного уровня отбора жидкости на               9,1 тыс.тонн, или на 1,7 %.

 

 

 

Таблица 2.1–Сравнение проектных и фактических показателей                   

                      разработки  Западно Тэбукского месторождения

Показатели	Размер-ность	2007				2008
		Проект	Факт			Проект	Факт
Добыча нефти	тыс.т	49,0	59,7			46,5	61,5
из новых скважин	тыс.т						0,0
	%	90,7
Средняя обводненность продукции действующего фонда скважин			88,9		91,4		88,8
Средняя обводненность продукции переходящего фонда скважин	%	90,7	88,9		91,4		88,8
Добыча нефти с начала разработки	тыс.т	5092	5113		5139		5174
Коэффициент нефтеизвлечения	доли ед	0,137	0,138		0,139		0,140
Отбор от утвержденных извлекаемых запасов	%	93,4	93,8		94,3		94,9
Темп отбора от начальных утвержденных извлечения запасов	%	0,9	1,1		0,9		1,1
Темп отбора от текущих извлекаемых запасов	%	12,0	15,0		9,1		18,2
Закачка рабочего агента	тыс.м3	541	458		550		265
Закачка рабочего агента с начала разработки	тыс.м3	13551	13502		14101		13767
Компенсация отбора текущая	%	100	89		100		51
Добыча растворенного газа	млн. м3	0,9	1,1	0,9			1,1
Добыча растворенного газа с начала разработки	млн. м3	67	67		68		68

 

 

2.3 Стадия разработки  месторождения

Месторождение находится в поздней стадии разработки и характеризуется высокой  выработанностью активных извлекаемых          запасов – 96,6 %, падением добычи нефти, ростом обводненности продукции.

На месторождении продолжают разрабатываться залежи нефти в терригенных отложениях среднего и верхнего девона (нижний эксплуатационный объект – пласты III, IIб, IIа, Iв, Iб, Iа) и в карбонатных отложениях верхнего девона (верхний эксплуатационный объект – пласты Ф2, Ф1, Ф0).

С начала эксплуатации добыто 53040,138 тыс. тонн нефти;                115330,9 тыс. тонн  жидкости, 3949,2 млн. м3 газа; закачано 150198,1 тыс. м3 воды для поддержания  пластового давления или 110,9 % от отбора жидкости в пластовых условиях.

На 01.01.2007 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин по месторождению составил 129 скв.,  из них действующий фонд – 107 скважин.

Из бездействия и консервации введены 5 скважин.

Средний дебит нефти одной скважины по действующему  фонду составил 5,1 т/сут; по жидкости – 37,8 т/сут. На 1.01.2007 г. текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,449.

За 2006 год извлечено 192,3 тыс. тонн нефти, что на 4,3 тыс. тонн или на 3,3% больше аналогичного показателя 2005 года. Среднегодовая обводненность добываемой продукции по месторождению составила 86,6 % .

Для стабилизации уровня добычи нефти и  темпов роста обводненности по месторождению были проведены геолого-технические мероприятия  на  28 добывающих и 3 нагнетательных скважинах, эффект от которых составил 19,98 тыс. нефти или 10,2 % от всего годового отбора;        в т.ч. от циклического заводнения – 3,12 тыс. тонн.

Разработка залежей, за исключением пластов Ф2 и Ф0, ведется с поддержанием пластового давления. За 2006 год по месторождению закачано 1099,2 тыс. м3 воды или 76,4 % от отбора жидкости в пластовых условиях.

Система заводнения по нижнему эксплуатационному объекту – комбинированная, в том числе по пластам III, IIб – приконтурная, по пластам IIа и Iб, Iв – внутриконтурная с переходом на избирательную; по пласту Ф1 – площадная, избирательная.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 38, в т.ч. действующий 34 скв. Среднесуточная приемистость 1 нагнетательной скважины  на конец года составила 92 м3/сут.

Нижний эксплуатационный объект является на месторождении основным, как по запасам, так и по отборам нефти.

По состоянию на 01.01.2007 г. общий пробуренный фонд по залежам нефти нижнего объекта составил 219 скв.

За 2006 год по нижнему объекту извлечено 133,1 тыс. т нефти, что на 5,6 тыс. тонн или 4,0 %  меньше, чем в предыдущем году.

Всего с начала разработки по объекту добыто 47844,2 тыс. тонн нефти или    96,8 % от НИЗ.

Текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 0,591.

Среднегодовая   обводненность   продукции   выросла  по  сравнению  с

2005 годом на 1,5 % и составила 86,1 % .

Действующий фонд добывающих скважин на конец 2006 года составил 60 скважин, нагнетательных – 19. Весь добывающий фонд механизирован. Средний дебит 1 скважины по нефти за 2006  год составил 6,5 т/сут; по жидкости – 46,7 т/сут.

Всего с начала разработки по объекту закачано 137233,5 тыс. м3 воды или 118,3 % от отбора жидкости в пластовых условиях. За 2006 – 527,5 тыс. м3 или 55 % от отбора жидкости в пластовых условиях.

Текущее пластовое  давление на 1.01.2007 года по  залежам объекта:  по пл. IIа составило 19,4 МПа, что  на уровне  начального (19,4 МПа); пл. III, IIб составило 19,2 МПа, что  на 0,2 МПа ниже  начального (19,4 МПа); пл. Iб, Iв составило 18,7 МПа, что  на 0,7 МПа ниже  начального (19,4 МПа), пл. Iа составило 18,5 МПа, что  на 0,9 МПа ниже  начального (19,4 МПа).

Верхний эксплуатационный объект находится в третьей стадии разработки.

По состоянию на 01.01.2007 г. общий пробуренный фонд скважин составил 126 скважин.

Добыча нефти по объекту в 2006 году составила 62,3 тыс. тонн, что на 11,8 тыс. тонн или  23 %  больше прошлогоднего  показателя.

Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,136. Всего с начала разработки по объекту добыто 5052,8 тыс. тонн нефти или 92,7 % от НИЗ.

Среднегодовая обводненность составила 87,6 %, при этом уменьшилась по сравнению с 2005 годом на 1,9 %. Весь действующий фонд добывающих скважин на конец года  составил  51скв. Средний дебит одной скважины по нефти равен 3,4 т/сут; по жидкости – 27,7 т/сут.

Текущее пластовое  давление на 1.01.2007 года по  залежам объекта (пл.Ф0,Ф1,Ф2) составило 13,6 МПа, что  на  уровне начального (13,6 МПа).

 

3 Анализ и причины ремонтов  штанговых скважинных насосов на Западно-Тэбукском месторождении

3.1 Схема и принцип  работы УШСН

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин нефтесодержащей жидкости обводненностью до 99 %, температурой до 130 0С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Штанговые насосы могут быть вставными и не вставными. Вставной насос (Рисунок 3.1)спускается и извлекается из скважины на колонне насосных штанг. Для закрепления в колонне НКТ вставного насоса применяется специальная замковая опора.

 

1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан;

4 – плунжер;  5 – штанга; 6 – замок.

Рисунок 3.1-Насосы скважинные вставные

 

Не вставной насос спускается в скважину в два приема. Сначала на колонне НКТ спускается в скважину цилиндр насоса, а затем на колонне насосных штанг спускается плунжер с клапанами. Подъем такого насоса осуществляется в обратном порядке, также в два приема.

ШСН изготавливают следующих типов изображены на рисунке 3.2:

1) НВ1 – вставные с замком  вверху;

2) НВ2 – вставные с замком  внизу;

3) НН – не вставные  без ловителя;

4) НН1 – не вставные  с захватным штоком;

5) НН2 – не вставные  с ловителем.

 

Рисунок 3.2- Типы насосов

 

 

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б — с толстостенным цельным (без втулочным) цилиндром;

С — с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т — с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А — со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 — одноступенчатые, двух плунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 — двухступенчатые, двух плунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У — с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные:

в) по стойкости к среде:

без обозначения — стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л — нормальные;

И — стойкие к среде с содержанием механических примесей более     1,3 г/л — абразивостойкие.

Конструктивно все ШСН состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены потребителем изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Штанговый скважинный насос работает следующим образом. При движении плунжера вверх закрывается верхний (нагнетательный) клапан,  так как на него действует столб жидкости над клапаном. Давление в цилиндре снижается, после чего нижний (всасывающий) клапан открывается под действием перепада давления между давлением на приеме насоса в скважине и давлением в цилиндре насоса под плунжером. После открытия всасывающего клапана жидкость начинает заполнять внутреннюю полость цилиндра. При движении плунжера вниз нижний (всасывающий) клапан закрывается тогда, когда давление в цилиндре превысит давление на приеме, а верхний (нагнетательный) клапан открывается после того, как давление под плунжером в цилиндре превысит давление над плунжером. В течение дальнейшего движения плунжера вниз жидкость из цилиндра перетекает в НКТ.

Следовательно, при движении плунжера вверх происходит одновременно процесс всасывания жидкости в полость цилиндра насоса и подъем ее по колонне НКТ, а при движении плунжера вниз – подача жидкости из полости цилиндра в НКТ.

При непрерывной работе насоса процессы всасывания и нагнетания чередуются.

В настоящее время на Западно-Тэбукском месторождении применяются штанговые насосы следующих типов и заводов-изготовителей(рисунок 3.3):

1. Насосы производства "Ижнефтемаш":

– исполнение цилиндра – сталь 38Х2МЮА, упрочнение внутренней   поверхности ионным азотированием, тв. не менее 66 HRC;

– плунжер   желобчатый,   сталь    17  ГС,    металлическое  напыление,

толщина не менее 0,3 мм, тв. не менее 55 HRC;

На 01.01.2012 г. в эксплуатации находится  41 единиц;

2. Насосы производства "Аксельсон-Кубань":

– исполнение – внутреннее хромирование цилиндра, тв. 70 HRC;

– плунжер – поверхностное напыление – “никель-хром”, тв.                  60 – 63 HRC;

В эксплуатации находится 12 ед., из которых 2 ед. вставные;

3. Насосы "Обуховской промышленной компании":

– цилиндр – внутреннее хромирование, тв. 70 – 72 HRC; 

– плунжер – упрочненный  металлическим напылением порошка ПГСР–4, тв. 62 – 64 HRC, толщина слоя 0,3 – 0,4 мм);

В эксплуатации находится 22 ед., из них:

– вставных насосов 8 ед.,

– трубных насосов 14 ед., из которых 6 ед. с гибким плунжером.

Рисунок 3.3– Количество ШСН по заводам-изготовителям

 

 

 

3.2 Оборудование скважины

Установка скважинного штангового насоса (УСШН) состоит из следующих обязательных частей (рисунок 3.4):

1) Станок-качалка

2) Канатная подвеска

3) Устьевой шток

4) Сальник

5) Устьевая арматура

6) Колонна насосно-компрессорных  труб (НКТ)

7) Колонна штанг

8) Скважинный насос

9) Станция управления

10) Фундамент

11) Вспомогательное оборудование

Рисунок 3.4.- Схема скважинной штанговой насосной установки

Такой состав скважинной штанговой насосной установки является минимально необходимым для эксплуатации “нормальных” скважин.

Станок-качалка (рисунок 3.4) служит для сообщения возвратно-поступательного движения колонне штанг. Посредством канатной подвески  станок-качалка соединяется с устьевым штоком . Устьевой шток движется в сальнике , который обеспечивает герметичность в верхней части колонны НКТ . К нижнему концу устьевого штока присоединяется колонна штанг , которая служит для передачи движения плунжеру скважинного насоса. Колонна штанг проходит внутри насосно-компрессорных труб . Насосно-компрессорные трубы образуют канал для движения продукции скважины от насоса к устью скважины.