Отчет по практике в ООО «РН-Пурнефтегаз»

нижележащий пласт (доуглубление) – 6 скважин, пробурены на свой пласт – 9 скважин.

За 2007 год добыто из БС 55,3 тыс. т. нефти, 427,8 тыс.т жидкости, накопленная добыча составила 399,5 тыс.т. нефти и 2186,9 тыс.т. жидкости. Средний дебит на одну скважину – 11,6 т/сут нефти и 89 т/сут жидкости, обводнённость 86,0 %.

На рисунке 3.2.1 приведены гистограммы распределения БС по дебиту нефти на 01.01.07 г. и по среднему дебиту за первый год работы. По первой из гистограмм видно, что на текущую дату доля скважин с дебитом до 1,0 т/сут нефти составляет 19,4 %, с дебитом до 5,0 т/сут – 25,0 %. Данный показатель характеризует низкую эффективность части БС с дебитом, близким к экономически предельному. По второй гистограмме средних начальных дебитов (за первый год работы) БС соответствующие доли малодебитных скважин значительно меньше – 5,6 %. Выше также средний дебит нефти, равный 19,7 т/сут, вместо 11,7 т/сут, следовательно, текущее распределение дебитов отражает процесс выработки участков пластов с БС. Среднее значение накопленной добычи нефти по всему фонду БС, перебывавших в работе (36 скважин, три скважины 12314BH2, 141BH2, 4394BH2 – в освоении), составляет 10,6 тыс.т, причем скважины последних лет интенсивного разбуривания отработали непродолжительное время.

Рисунок 3.2.1 – Гистограмма распределения БС по дебиту нефти

Одной из задач разработки Комсомольского месторождения является повышение эффективности разработки газонефтяных залежей, содержащих около 43,0 % всех балансовых запасов ВС1. Залежи характеризуются сложным строением: газовые шапки занимают обширные площади, эффективные нефтенасыщенные толщины в основном составляют 1,8-9,1 м, оторочки нефти практически повсеместно подстилаются подошвенной водой. Указанные факторы и высокая неоднородность пластов по проницаемости предопределяют низкую выработку запасов, ускоренную обводненность продукции и прорыв газа из газовой шапки. С целью довыработки остаточных запасов в межскважинном пространстве и совершенствования системы разработки на газонефтяных залежах и используются технология бурения горизонтальных скважин и зарезок вторых стволов.

В таблице 3.2.1 приведены показатели эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин. Для корректного сравнения взяты вертикальные скважины, пробуренные в период, когда и боковые стволы (2002-2007 гг.). Сравнение показателей эксплуатации БГС и ВС, полученных на 01.01.07 г., показывает, что почти одинаковая добыча нефти (10,4 тыс.т на одну ГС и 8,5 тыс.т на одну вертикальную) отмечается за 1,9 года работы ГС и 3,5 года работы ВС. Из БС отобрано воды значительно больше, объясняется это тем, что зарезки производились в уже заводненные зоны, а новые скважины бурились на новых неосвоенных участках.

Таблица 3.2.1-Показатели эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин.

Показатель	БГС	ВС
число скважин в эксплуатации	35	127
отраб. время на одну скв, лет	1.9	3.5
добыча нефти на одну скв, тыс.т	10.4	8.5

 

 

Продолжение таблицы 3.2.1

дебит нефти на 01.01.07 г., т/сут	12.9	18.3
дебит жидкости на 01.01.07 г., т/сут	102.6	39.2
водонефтяной фактор, т/т	4.11	0.97

 

Бурение боковых стволов рекомендуется применять для вовлечения в разработку ранее неохваченных запасов и для решения задачи разработки ниже- и вышележащих горизонтов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Текущее состояние эксплуатации скважин и скважинного оборудования

На 01.01.07 г. разработка продуктивных пластов месторождения осуществляется механизированным и фонтанным способами. Основной фонд эксплуатируется механизированным способом, на этот способ добычи приходится 82,0 % добычи нефти и 89,0 % добычи жидкости.

Подъем продукции на поверхность осуществляется установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) (239 скважин) отечественного и импортного производства (установки компаний «REDA PUMP», «Centrilift» и «ESP»), установками штанговых скважинных насосов (УШСН) (88 скважин), установками штанговых винтовых насосов (УШВН) (3 скважины) и установками струйных насосов (УСН) (3 скважины) отечественного производства. Фонтаном работают 24 скважины. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко применяются насосы типа ЭЦН- 50(рисунок 4.1). Из штанговых насосов на месторождении наиболее широко применяются насосы типа НВ-44 (90 %).

Рисунок 4.1 - Распределение УЭЦН на месторождении

 Одним из признаков эффективного использования насосных установок является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по паспортной характеристике.

По отношению величины дебита к рабочей зоне подач по паспортной характеристике: 49,0 % (117 установок) действующих установок работают с подачами вне рабочей зоны, 5,0% выше рабочей зоны.

        Для  УСШН 10,0 % (9 установок) действующего фонда имеют коэффициент подачи менее 0,2. Для таких скважин возможно тепловое заклинивание, поэтому по данным скважинам необходимо проведение оптимизации насосного оборудования или изменение технологических параметров работы станков-качалок. С коэффициентом подачи менее 0,4 работает 28,0 % (25 установок) действующего фонда УШСН. Работа таких скважин сопровождается большими затратами электроэнергии. Такие скважины также подлежат смене насосного оборудования. Скважин, работающих с фонтанным эффектом – 3. Остальные 51 скважина работают в оптимальном режиме.

На месторождении эксплуатируются скважины с забойным давлением от 2,5 МПа до 16,7 МПа. На рисунке 4.2 представлено распределение количества скважин в зависимости от забойного давления.

 

Рисунок 4.2 – Распределение забойного давления по скважинам

Из рисунка 4.2 видно, что в интервале забойного давления от 4 до 18 МПа по многим скважинам не достигнуто целевое забойное давление. Всего таких скважин 223 и по ним имеется возможность снижения забойного давления путем смены типоразмера насосного оборудования или изменения параметров работы насосов.

Содержание механических примесей в добываемой продукции представлена для скважин, оборудованных УЭЦН. Количество взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой жидкости на месторождении в основном меняется в пределах: от 0 мг/л на нескольких скважинах до 653 мг/л на скважине 5120. Распределение скважин в зависимости от КВЧ в добываемой жидкости представлено на рисунке 4.3

Рисунок 4.3– Содержание КВЧ в добываемой жидкости по скважинам

На интервал содержания КВЧ до 100 мг/л приходится большее количество скважин (152 скважины). В интервале содержания КВЧ от 100 до 200 мг/л находятся 63 скважины. В интервале содержания КВЧ от 200 до 500 мг/л находятся 23 скважины. В интервале содержания КВЧ более 500 мг/л находится 1 скважина. Наблюдается высокий процент отказов насосных установок из-за наличия механических примесей в добываемой жидкости. Основные причины остановок скважин, оборудованных УЭЦН - отсутствие подачи насоса и снижение сопротивления изоляции до нуля (R-0). На рисунке 4.4 показано распределение причин остановок скважин.

 

 

Рисунок 4.4 – Распределение причин остановок скважин, оборудованных УЭЦН

В фонде скважин, оборудованных УСШН, основной причиной остановок скважин является отсутствие подачи насоса. На рисунке 4.5 показано распределение причин остановок скважин, оборудованных УСШН.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.5 – Распределение причин остановок скважин, оборудованных УСШН

Основными причинами отказов на месторождении для УЭЦН стали мех.примеси и солеотложение, а для УСШН – обрыв и отворот штанг и мех.примеси. Распределение причин отказов для УСШН и УЭЦН представлено на рисунках 4.6 и 4.7

 

1- солеотложение; 2- парафиноотложение; 3- влияние газа; 4-мех.примеси; 5-негерметичность клапанов; 6- негерметичность лифта; 7- обрыв и отворот штанг; 8 – организационные причины; 9 – прочие

Рисунок 4.6- Распределение причин отказов УСШН

 

 

 

 

 

 

 

1- брак в работе и  оборудовании; 2- мех.примеси; 3- коррозия; 4- солеотложение; 5-парафиноотложение; 6-слабый приток; 7– организационные причины; 8- мех.повреждения кабеля; 9- прочие

Рисунок 4.7 – Распределение причин отказов УЭЦН

4.1 Сравнительный анализ показателей работы скважин добывающего фонда с 2004 по 2007 год

С 2005 г. по 2007 г. действующий фонд увеличился с 330 добывающих скважин до 357 единиц. Причем доля фонтанных скважин с 2004 г. уменьшилась с 6,9 % до 6,7 % от всего действующего фонда. Распределение скважин по способам добычи на начало каждого года представлено в таблице 4.1.1

Таблица 4.1.1 – Распределение скважин на месторождении

Год	2004	2005	2006	2007
УЭЦН	174	198	225	239
УСШН	98	101	87	88
Фонтан	23	20	25	24
Другие	35	16	8	6
Всего	330	335	345	357

 

Из таблицы видно, что число скважин, оборудованных УЭЦН, с 2004 по 2007 гг. выросло на 65 скважин, количество скважин с УСШН, наоборот, уменьшилось на 10 скважин при росте числа всего действующего фонда. Данные цифры показывают, что на месторождении хорошо проводится интенсификация добычи жидкости за счёт снижения забойного давления.

На месторождении наблюдается увеличение средних дебитов жидкости на скважинах механизированного фонда. Динамика изменения средних значений забойного давления представлена в таблице 4.1.2.

Таблица 4.1.2 - Динамика изменения среднего забойного давления

Среднее забойное давление, МПа
Вид	2004	2005	2006	2007
УЭЦН	12,7	11,7	10,5	9,2
УСШН	11,2	10,9	9,2	8,9

 

Снижение забойного давления для скважин, оборудованных УЭЦН и УСШН, проводимое путем заглубления и оптимизации насосного оборудования, способствует увеличению дебита, что отражается в таблице 4.1.3.

Таблица 4.1.3 -Динамика изменения среднего дебита жидкости

Средний дебит жидкости, м3/сут
Вид	2004	2005	2006	2007
УЭЦН	43,1	46,5	57,9	68,0
УСШН	13,4	15,2	16,2	17,0
Фонтан	21,5	25,7	15,6	12,0

 

 

В таблице 4.1.4 представлены данные по МРП скважин, оборудованных УЭЦН и УСШН, с 2005 по 2007 гг.

Таблица 4.1.4 – МРП скважин по способам

Вид	2005	2006	2007
УЭЦН	275	296	262
УСШН	343	285	365

 

Возможными причинами являются: для первой группы – превышение предельной нагрузки на штанговую колонну, для второй группы - изменение состава закачиваемых вод ППД.

4.2 Осложнения в процессе  нефтедобычи

В процессе разработки Комсомольского месторождения выявлены основные виды осложнений в процессе нефтедобычи. Приводится описание факторов.