Объект 1+ 2 БС10

Запасы пласта 2БС10 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта 2БС10 является основной по запасам и удельной добыче.

Добыча нефти за год составила 2396. т.т., или 56,2% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12,7т/с. Обводненность среднегодовая 66,8%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 638 скважин, в том числе совместных 46.

Действующий фонд составил - 569 скважин. За год закачено 8349 т.м воды и компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120.8%. Средневзвешенное давление по пласту составило 223,5 атм.

По пласту 1БС10 добыто за год 420.722 т.т. нефти или 9.7% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 4,5 т/сут, обводенность 50%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 322 скважины, в том числе совместных 130 скважин.

Действующий фонд составил 290 и увеличился на 38 скважин.

Закачано воды за год 1050.269 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 109%, с начала разработки 141, 2%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 222,4 атм.

Объект 1+ 2 БС11

Залежи пласта 2БС11 являются основными по запасам и удельной добыче нефти.

За год добыча нефти по объекту составила 1788 т.т. или 41,1% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12.7 т/сут, обводненность составила 71,3%

По пласту введено 2 скважины с дебитом нефти 17,6 т/сут, обводенностью 22 %.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 386 скважин, в том числе совместных 46 скважин.

Действующий фонд составил 353 скважины.

За год закачано воды 6537 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120,1%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 227,1 атм.

По пласту 1БС11 добыто 108.8 т.т. нефти, дебит нефти по году составил 5,1 т/сут, обводенность 77,5%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 70 скважин, в том числе совместных 53 скважин.

За год закачено 330 т.м воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 70,9%, с начала разработки 49,5 %.

Закачка воды осуществляется на южной залежи.

Объект ЮС1

По пласту ЮС1 работает 22 добывающие скважины.

За год добыто нефти 116 т.т. Эксплуатационный фонд по пласту 25 скважин.

Закачка воды начата в апреле 1999г. и до конца года закачено 24 т. м³ воды.

3.3 Анализ системы заводнения

Разработка Южно - Ягунского месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка воды ведется с 1984 года.

План по закачке воды на 01.01.2002 год составил 180686 т.м, в том числе пластовой 10108 т.м, сеноманской 7138 т.м, пресной 566 т.м.

План по закачке воды выполнен и составил 101,8%.

Прирост добычи нефти за счет закачки на 01.01.2002 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 17 нагнетательных скважин при плане 8 скважин.

В 2001 году закачка воды осуществлялась пятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС - 180-1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствами замера типа СВУ - 200 30 агрегатов.

Закачка пресной воды велась по БКНС № 5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250, 360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС -1,3,4 - велась закачка сточной воды.

На 01.01.2002 года фонд нагнетательных скважин составил: 363 скважины, в том числе действующих - 159 скважин, в бездействии - 48 скажин, в простое - 3 скважины.

На летний и зимний периоды составлялись организационно- технические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулирования компенсации отбора жидкости закачкой..

Система заводнения формировалась по пластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 год закачено 1081.99 тыс.м3. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.( 3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.

Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевести под нагнетание скважины 2527\133 ( 7 блок), запустить из бездействия в работу 2552\137 ( 8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине 2554\137 ( 8 блок).

Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 2212\36 ( 11 блок), 2185\32 ( 10 блок), 2697\166 ( 12 блок), 2694\39 ( 12 блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок).

Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока.

По пласту 2БС10 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено 8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2001 года.

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку.

По пласту 1БС11 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:

- дебитов добывающих скважин,

- приемистости нагнетательных скважин,

- забойных и пластовых давлений,

- динамических и статических уровней жидкости в добывающих скважинах,

- статических уровней в нагнетательных скважинах,

- прослеживание восстановления уровня жидкости (КВУ),

- прослеживание восстановления давления (КПД).

Эти исследования проводятся цехом ЦНИПР НГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.

По стволу скважин проводится комплекс геофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводились ОАО «Когалымнефтегеофизика».

Основная часть исследований приходится на контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностей скважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучение профилей притока и приемистостей.

Замеры пластового давления в скважинах служат основой для потроения карт изобар.

Результаты исследования скважин, выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.

В таблице 3.3. приведены основные результаты исследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даны показатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.

Разработка всех залежей объектов осуществляется с поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуется как жесткий водонапорный.

Таблица 3.3 Результаты исследования скважин и пластов

Объем исследованных скважин для определения коэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетах были учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.

По Южно - Ягунскому месторождению были проанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и 33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.

Результаты исследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.

Как видно из таблицы, по пласту 2БС10 толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11 этот показатель составляет 36.8%.

Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательных скважин

Также на Южно-Ягунском месторождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено 366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважине проведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.

Проводятся гамма - каротаж (ГК),основной замер 100 метров на подъеме с захватом вышележащего водоносного пласта, контрольный замер 50 м в интервале перфорации и в местах искажения ГК проявлением радиоактивных аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленной на 6-8 часов скважине. Выполняются основной и контрольный замеры. При необходимости остановка скважины контролируется глубинным манометром по восстановлению забойного давления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине - производится запись ВНР, если пласт работает через застойную воду ( на поверхности - нефть, в интервале пласта - вода).

Технология исследования скважин с закачкой меченого вещества.

Решаются задачи выделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиля отдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичности цементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информации для оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третью стадии разработки.

Технология включает закачку в прискваженную часть пласта вещества с аномальными нейтроннопоглащающими свойствами и проведение фоновых и повторных измерений методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК , чувствительным к содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационным параметром ИНК является декремент затухания плотности тепловых нейтронов Л, в качестве дополнительных параметров может быть использовано время жизни тепловых нейтронов Т, скорость счета во временных окнах на задержках после импульса нейтронов.

В качестве меченного вещества используют хлористый натрий, хлористый кальций, хлористый калий, соляную кислоту. Соляная кислота хорошо пропитывает низкопроницаемые глинистые породы, насыщенные нефтью и обеспечивает большой охват вытеснением неоднородных по проницаемости коллекторов по сравнению с водными растворами. Ее целесообразно использовать для решения качественных задач контроля за разработкой. Этот вид исследования только недавно начал внедряться на Южно - Ягунском месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.

Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 были исследованы методом шумометрии. Объем исследований РГТ за 2001 год составил 103 скважины.

Объем исследований высокочувствительным термометром в добывающих скважинах составил 306 скважин, по определению притока исследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность 47 скважин.

На Южно - Ягунском месторождении планируется использование всевозможных методов увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечение в разработку слабодренируемых запасов, в том числе 8 ГРП, 80 системных технологий, 102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более широко внедрять циклическую закачку в комплексе с системными технологиями и одновременно проводить селективную изоляцию на добывающих скважинах.

Контроль за объемами закачки воды осуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы, остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованы замерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, по направлениям и по скважинам.

На нагнетательных скважинах за прошедший год проведено 28 капитальных ремонтов и 136 текущих. С целью увеличения приемистости нагнетательных скважин проведено 21 кислотных обработок.

В таблице 3.5. приведены обемы промысловых геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на Южно-Ягунском месторождении в 2001 году

Таблица 3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ)

На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 ГТМ с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.6.

Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.

Как видно из таблицы 3.6. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.7.

Таблица 3.7 Эффективность МУН применяемых в месторождений

За текущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций) дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора и циклической закачки (ГМУН) - 106,04 т.т.

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровых работ

Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим качество строительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатацию является выбор рациональной конструкции скважины.

Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать: эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения, проектный уровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола скважины на уровне современной техники и технологии, предупреждение осложнений и аварий, а также охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации, качественное разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов.

В соответствии с этим, а также с учетом конкретных геолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытия продуктивных пластов для Южно-Ягунского месторождения рекомендуются следующие варианты конструкций, скважин в зависимости от применяемой технологии.

При вскрытии продуктивных пластов БС11-1, ЮС1 и ЮС2 рекомендуется следующая конструкция скважин:

направление диаметром 425 мм спускается на глубину 30-50 м, трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;

кондуктор диаметром 324 мм в добывающих скважинах - на глубину 400-450 м, а в нагнетательных, как минимум, на 20 м ниже подошвы люлинворской свиты. Трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется раствором нормальной плотности до устья;

при установке в верхней части кондуктора спец. приспособлений для удержания цементного раствора в кольцевом пространстве (при опускании его уровня в процессе ОЗЦ) возможен вариант бурения без спуска направления. Однако, необходимо иметь ввиду, что подъем цементного раствора до устья за кондуктором во всех скважинах не гарантируется. Тем самым не всегда обеспечивается изоляция верхних водоносных горизонтов и, как следствие, не исключает их загрязнение.

Предпочтительнее спуск и цементирование направления. В нижней части кондуктор центрируется с целью предотвращения возможных осложнений в процессе дальнейшего углубления скважины.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину - на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта.

В интервале продуктивных отложений, а также башмака кондуктора колонна центрируется.

При толщине перемычки, разделяющей продуктивный и ближайший водоносный горизонты, до 8 м в добывающих и до 12 м в нагнетательных скважинах колонна оборудуется пакером, устанавливаемым в этой перемычке.

Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационной колонной в добывающих скважинах устанавливается на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных - до устья. В реальных условиях, учитывая снижение уровня в процессе ОЗЦ, тампонажный раствор должен быть поднят, как минимум, в добывающих скважинах - в башмак кондуктора, в нагнетательных - должна быть перекрыта люлинворская свита.

За колонной в интервале от башмака до уровня на 150 м выше продуктивного пласта размещается седиментационно устойчивый цементный раствор нормальной плотности, выше-облегченный глиноцементный.

В случае, если закачивание воды в нагнетательные скважины будет осуществляться через НКТ, оборудованные пакером, при надлежащем контроле за режимом работы скважины, необходимо поднять тампонажный раствор во всех категориях скважин до уровня на 100 м выше башмака кондуктора.

Для скважин Южно-Ягунского месторождения с целью недопущения гидроразрыва пластов и уменьшения поглощения цементных растворов эксплуатационными объектами рекомендуется цементирование в две ступени.

Разрыв времени между окончанием цементирования нижней ступени и началом цементирования верхней должен быть не менее удвоенного времени начала схватывания тампонажного раствора в условиях температуры и давления нижней ступени цементируемого интервала. Во время ОЗЦ нижней ступени необходимо периодически восстанавливать циркуляцию через отверстия муфты для ступенчатого цементирования.

Следует иметь ввиду, что существующая технология крепления обеспечивает надежность разобщения пластов продуктивной части разреза при среднестатистической величине депрессии 1Мпа на 1м интервала разделяющей непроницаемой перемычки. В реальных условиях непроницаемый раздел может быть незначительным, либо вообще отсутствовать. В этих случаях возникновение заколонных перетоков или подтягивание подошвенной воды неизбежно и определяется только фактором времени.

Для обеспечения качественного крепления ствола скважины и надежного разобщения проницаемых горизонтов должны применяться специальные технические средства на обсадные колонны (скребки, турбулизаторы, центраторы).

Основной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. В проекте строительства скважин должны быть предусмотрены следующие технико - технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на окружающую среду:

- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираются в соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза данного месторождения; применение токсичных материалов в процессе цементирования является недоступным.

- для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб и стенками скважины предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, разрушающей глинистую корку.

Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность». Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.

Основные требования к организации и производству буровых работ на Южно-Ягунском месторождении - это безаварийная проводка ствола скважины, снижение себестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие на окружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечении запланированных объемов бурения.

Правила выполнения этих требований должны соблюдаться в процессе разработки проектной документации и на всех этапах строительства скважин, включая проведение подготовительных вышкомонтажных работ, бурение, освоение, а также ликвидацию и консервацию скважин. При этом предусматривается постоянный контроль за состоянием окружающей среды.

4.1 Подземное и устьевое оборудование способах добычи

Южно-Ягунское месторождение находится на стадии, когда основной фонд скважин разбурен, накоплен опыт эксплуатации скважин при высоком уровне их использования. Базовым способом эксплуатации скважин являются УЭЦН и УШГН (механизированный фонд добывающих скважин составляет 96,8 %) и лишь небольшая часть эксплуатируется фонтанным способом.

4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанным способом эксплуатации скважин называется способ, при котором подъем жидкости (нефти) на поверхность происходит только за счет пластовой энергии.

Условия фонтанирования скважин завися от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1т жидкости; изменения давления от забойного до давления на устье; средней скорости движения смеси, зависящей от диаметра НКТ, и содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии, заключенной в том или ином пласте, отбор жидкости из скважин из скважин ограничивается.

Оборудование скважин состоит из наземного и подземного. К наземному относятся: фонтанная арматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся: насосно - компрессорные трубы, пакеры, клапаны - отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.

Подземное оборудование предназначается для:

- предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;

- обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и более продуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;

- обеспечения разнообразных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.

В процессе эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных трубпроходит через центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов, другой выкид закрыт.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивному исполнению и прочностным показателям: рабочему давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб, виду запорных устройств. Изготовляют эту арматуру тройникового и крестового типов с условным проходом по стволу от 50 до 100 мм (рис.4.2.). Рассчитана она на давление 14, 21, 25 и 70 МПа.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами: один - на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, другой - в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины.

В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующее устройство - лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки, смонтированной на специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцеров, которые монтируются на выкидных линиях, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями.

Преимуществом фронтального метода является простота скважинного оборудования и отсутствие подвода электроэнергии извне.

4.2.1 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками

УШГН состоит из наземного и подземного оборудования.

В наземное входит станок-качалка, состоящий из электродвигателя, редуктора, кривошипа, шатуна, балансира, подвески устьевого штока, устьевого штока, устьевого сальника с устьевой обвязкой.

Подземное оборудование включает: на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускается в скважину глубинный насос с фильтром. Насос оснащен всасывающим клапаном. Внутрь НКТ на колонне штанг спускают плунжер насоса с одним или двумя нагнетательными клапанами. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства( газовые и песочные якори, хвостовики), присоединенные к патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ).

Наземное оборудование:

Станок-качалка - это механизм, предназначенный для преобразования врщательного движения вала электродвигателя установки в возвратно- поступательное движение головки балансира.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для соединения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для безпрепятственного подхода спуско-подъемных механизмов при подземном ремонте скважины.

Основные узлы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка соединения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотренно несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е.длины хода штанг.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число,то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателяна больший или меньший диаметр.

Станки-качалки выполняются вдвух исполнениях: СК и СКД по ОСТ 26-08-87 шести типоразмеров.

Приделы изменения основных параметров следующие: грузоподъемность от 10 до 200 кН (1...20 тс), длина хода балансира от 0,3 до м, чило качаний в минуту 4,7........15,5, потребляемая мощность 1,7...55 кВт масса 10...320 кН (1...32 тс). Оборудование устья скважины

Это оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

В связи с широким распространением однотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин (удаленные скважины, высокие вязкости) давления, доходящие до 4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему технические требования.

Канатная подвеска

Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку динамографа для снятия динамограммы (зависимость силы, действующей в точке подвеса, от хода штока).

Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.

Штоки сальниковые устьевые ШСУ

Предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки. Применяются в умеренном и холодном макро климатическом районах. Их изготавливают из круглой холоднотянутой калиброванной качественной углеродистой стали марки 40.

Подземное оборудование:

Скважинные штанговые насосы

Скважинные штанговые насосы предназначены для откачивания их нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой более 130 С, содержанием сероводорода не более 50 г/л,минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Насосы разделяются на невставные (трубные) и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.

Невставные насосы

Цилиндр спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружнего диаметра плунжера (примерно на 6 мм).Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначало извлеч штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосыЦилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлеч только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Штанги насосные

Эти штанги служат соединительным звеном между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважинным насосом. Предназначены для передачи возвратно поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12...28 мм и длиной 1000...8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьба штанги метрическая специальная.

Штанги в основном изготавливают из лигированных сталей и выпускают длиной 8000 мм и укороченные 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации. Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера штангового насоса. Они изготавливаются из стали той же марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Насосно-компрессорные трубы бывают с гладкими и высаженными (равнопрчными) концами. Трубы с гладкими концами имеют равный диаметр по длине и поэтому в мемтах нарезки под муфтовые соединения несколко ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы вместах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезной части трубы.

По длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - от 8 до 8,5 м; III - от 8,5 до 10 м.

Трубы изготавливаются из сталей пяти групп рочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами подвергаются термообработке.

Условный диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружним диаметром тела трубы.

НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от веса колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на шток всасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трению штанговыми муфтами.

Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определенной величины. Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания НКТ со специальным фрикционным регулятором момента. Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.

Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим диаметром вверху и малым внизу.

4.2.3 Общие сведения об эксплуатации скважин УЭЦН

Установки УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Установка состоит из погружного насосного агрегата и кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

Кабельная линия для подвода напряжения к двигателю состоит из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой. Кабель прикреплен к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в трубопровод и газа из затрубного пространства.

Трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Вместо комплектных устройств и трансформаторов можно применять комплектные трансформаторные подстанции типа КТППН-82 мощностью 100 и 250 кВА на напряжение 6 или 10 кВ для питания насосов, работающих в одиночных скважинах, и типа КТППНКС для питания четырех одновременно работающих скважинных насосов на кусте из четырех скважин.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы -- 5, 5А и 6:установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Модули насосные -- газосепараторы (МНГ) предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа на всасывании насоса.

Газосепараторы соответствуют группе изделий II, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650--87, климатическое исполнение -- В, категория размещения -- 5 по ГОСТ 15150--69. Могут быть поставлены в двух исполнениях: газосепараторы 1МНГ5, МНГ5А и 1МНГ6 обычного исполнения; газосепараторы 1МНГК5 и МНГК5А повышенной коррозионной стойкости.

Устанавливают между входным модулем и модулем-секцией.

Газожидкостная смесь через сетку и отверстия входного модуля поступает в полость шнека и рабочих органов. Под напором газожидкостная смесьпоступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на всасывание насоса, а газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство.

Трансформаторы обеспечивают питание погружных двигателей от сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением до 6000 В, работают на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом.

Трансформатор ТМПН состоит из магнитопровода стержневого типа, обмоток высокого и низкого напряжения, бака, заполняемого трансформаторным маслом, крышки с вводами и приводами переключателей, расширителя с маслоуказателями и воздухоосушителем и переключателем ответвлений обмоток высокого напряжения. Для герметизации разъемных частей трансформатора применяют уплотнения из маслостойкой резины.

Комплектные устройства обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении.

Комплектное устройство ШГС5805-49АЗУ1 размещено в металлическом шкафу двустороннего обслуживания.

Комплектное устройство КУПНА 83-29А2У1 состоит из высоковольтного шкафа управления двустороннего обслуживания с передними дверьми и задним заграждением и низковольтного ящика управления. В шкафу установлены трансформаторы тока и напряжения, разъединитель, высоковольтный контактор, выключатели предохранители, разрядники. Ящик содержит блок управления, электроизмерительные приборы, реле, сигнальную аппаратуру, переключатели и пусковые кнопки.

Рисунок 4.1 Установка погружного центробежного насоса:

1 -- двигатель; 2 -- модульный насос; 3 -- кабельная линия:

4 -- обратный и спускной клапаны; 5 -- крепежный пояс;

6 -- трансформаторная подстанция

Погружной электродвигатель.

Погружной электродвигатель (ПЭД) является приводом электроцентробежного насоса (рисунок 4.2). Применяется асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором. В соответствии со спецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.

Отечественная промышленность освоила выпуск более 12 типов ПЭД мощностью от 10 до 125. кВт. Выпускаются ПЭД с диаметрами корпуса 103 мм для обсадной колонны 121,7; 117 мм для 130 мм, 123 мм для 143,3 мм, 138 мм для 148,3 мм.

Основными узлами ПЭД являются: статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип их работы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.

Специфичным является положение ПЭД в скважине вертикальное, следовательно, ротор ПЭД.нужно удержать и зафиксировать в этом положении.

Для этой цели служит опорная пята и подшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируемые в статоре ПЭД. Вал имеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительно перекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.

Напряжение на обмотку статора подается через специальный герметичный токоподвод, своеобразный штепсельный разъем.

Погружной двигатель имеет следующую маркировку: ПЭДС90-1) 7В5.

Это означает: П -- погружной, Э - электрический, Д -- двигатель, С -- секционный, 90 -- мощность в кВт, 117 -- диаметр корпуса в мм, В -- климатическое исполнение, 5 -- диаметр обсадной колонны.

Система гидрозащиты.

Под гидрозащитой понимают комплекс устройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкости в полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.