отчет


Содержание
TOC \o "1-3" \h \z \u Введение. PAGEREF _Toc336432104 \h 31. Разработка Муравленковского месторождения, результаты проектирования систем разработки и их осуществление. PAGEREF _Toc336432105 \h 41.1. Общие сведения о Муравленковском месторождении. PAGEREF _Toc336432106 \h 41.2. Геолого-физическая характеристика Муравленковского месторождения. PAGEREF _Toc336432107 \h 61.3. Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. PAGEREF _Toc336432108 \h 101.4. Свойства и состав нефти, газа и воды Муравленковского месторождения. PAGEREF _Toc336432109 \h 142. Геолого-геофизическая изученность месторождения. PAGEREF _Toc336432110 \h 163. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ). PAGEREF _Toc336432111 \h 194.Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами PAGEREF _Toc336432112 \h 235. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин. PAGEREF _Toc336432113 \h 25Заключение. PAGEREF _Toc336432114 \h 26Список литературы. PAGEREF _Toc336432115 \h 27
Введение.Настоящая работа выполнена в соответствии с планом первой производственной практики.
Целью данной работы является составление характеристики анализа работы ОАО «Газпромнефть-ННГ» филиала «Муравленковскнефть».
На основе материала предоставленного руководством и работниками филиала «Муравленковскнефть» было написано большинство пунктов данного отчета. В отчете отражены разработка Муравленковского месторождения, проанализированы технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов, состояние техники и технологии добычи нефти, также рассматривается система сбора и подготовки скважинной продукции и многое другое. Все разделы рассматриваются достаточно хорошо в силу своей важности и необходимости, но так как объем отчета не должен быть слишком большим приходилось жертвовать некоторыми темами для просмотра более конкретно и детализировано первых пунктов отчета.
Конечно, не обошлось без ошибок и шероховатостей, но думается – это болезнь роста. В целом – отчет выполнен.

1. Разработка Муравленковского месторождения, результаты проектирования систем разработки и их осуществление.1.1. Общие сведения о Муравленковском месторождении.Муравленковское месторождение расположено в северной части Сургутского свода в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа.
Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесеную, изрезанную сетью многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 на севере до +11 на юге над уровнем моря. Климат района – резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до - 55С, в летние месяцы достигает +37С.
В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщина их достигает 125-170м.
Базовый город месторождения Муравленко.
В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1982 году по технологической схеме разработки Утвержденной ЦКР (протоколом №929 от 23.10.81.)

Обзорная карта района расположения Муравленковского месторождения.

1.2. Геолого-физическая характеристика Муравленковского месторождения.На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами, которые расчленяются согласно унифицированной стратиграфической схемы 1978г.Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.
Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) – пласт ПК-1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.
Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы – 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.
Геологоразведочные работы на месторождении проводились в три этапа:
I этап – предварительная разведка 1971-1979гг.;II этап – промышленная разведка 1978-1983гг., по результатам которой произведен подсчет запасов нефти и газа по промышленным категориям и передачей месторождения в разработку;
III этап – доразведка, в процессе эксплутационного разбуривания.Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.
Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи – 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке – 2582,2 м ( скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону – 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры. ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь – пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8х18,2 км, высота 84,7 м.
Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м, нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. по результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-2 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи – литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.
Залежь пласта БС10-1. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-аревритовые разности пород.
По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь – пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием. По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.
Залежь пласта ПК-1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4м.
Таблица 1.2.1
Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского месторождения
Пласт Залежь Глубина
пласта всводе(абс.отм.) Отметка, мРазмеры залежи, кмВысота залежи, мСредняя толщина, мРазмеры площади, % Тип
залежи
ГВК ВНК Нефтенасы-
Щенная Газо-
насыщенная Водонефтяной
Зоны Газовой
зоны БС12 2575 2589 3,4х2,5 14 2,7 63,2 Пластово-
сводоваяБС11 2511 2596 27,8х18,2 34,7 12,0 35,3 Пластово-
сводоваяБС10-3 2489 2511 3,8х2,8 22 2,6 53,0 Пластово-
сводоваяБС10-2 1 2519 2528 0,7х1,5 9 1,3 28,6 Литолог.
экран.
2 2508 2520 0,7х1,3 12 1,5 46,7 Литолог.
экран
3 2479 2513 18,2х7,2 34 2,1 43,6 Литолог.
экран
4 2504 2520 2,0х1,8 16 1,6 100 Литолог.
экран
БС10-1 2449 2490 20,1х7,8 41 6,1 39,5 Пластово-
сводоваяПК-1 1002 1039 21,2х10,9 37 11,4 100 Массивная
1.3. Характеристика толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алевралитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.
По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.
На геолого-статистичеких разрезах, построенных для различных частей месторождения отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве (см. табл. 1.3.1) - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.
По данным геофизических исследований скважин (ГИС) исследовано распределение проницаемости по пласту БС11. Отмечено, что распределение проницаемости имеет логарифмически нормальное распределение (см. табл. 1.3.2). Исходя из этого были построены карты проницаемости. Наибольшие значения проницаемости характерны для восточной и северной частей залежи. Южная часть залежи характеризуется пониженными значениями проницаемости. Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.
Пласт БС10-1 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замешен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.
Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасыщенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.
По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 1.3.1
Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Муравленковского месторождения

Параметры БС10-1 БС11
запад восток юг
Толщина общая, м17,8 30,9 18,6 27,2
Толщина эффективная, м7,6 19,9 12,6 13,9
Коэффициент расчлененности 2,5 6,9 4,9 6,6
Толщина проницаемого прослоя, м2,5 3,2 2,8 2,2
Толщина непроницаемого прослоя, м5,3 1,7 1,2 2,1
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед. 0,411 0,652 0,682 0,507
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед. 0,281 0,458 0,417 0,294
Коэффициент проницаемости, мД0,065 0,034 0,049 0,033
Коэффициент пористостости, дол.ед. 0,192 0,184 0,188 0,182
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед. 0,576 0,635 0,721 0,587
Показатель послойной неоднородности, дол.ед. 0,100 0,372 0,255 0,323
Показатель зональной неоднородности, дол.ед. 0,161 0,428 0,182 0,393
Параметр функции воздействия 0,693 0,432 0,827 0,678
Параметр функции охвата 0,560 0,111 0,190 0,470
Параметр функции вертикальной связи 0,0291 0,350 0,404 0,447
Таблица 1.3.2
Статистики морфологических параметров объектов Муравленковского месторождения
Пласт Участок Параметры Статистики
среднее Макс. мин. размах Среднее квадратичное.
отклонение Вариации
1 2 3 4 5 6 7 8 9
БС10-1 Толщина: общая
эффективная
проницаемого пропласткапесчанистотьрасчлененность 17,8 27,8 1,8 26,0 6,95 0,39
7,7 24,8 0 28,8 6,61 0,86
2,5 10,6 0 10,6 1,98 0,79
0,41 0,95 0 0,95 0,30 0,72
2,55 8,0 0 8,0 1,65 0,65
БС11 запад Толщина: общая
эффективная
проницаемого пропласткапесчанистотьрасчлененность 30,9 43,9 20,0 23,9 5,92 0,19
19,9 26,3 12,4 13,9 3,05 0,15
3,20 6,2 1,78 4,5 1,21 0,39
0,65 0,87 0,48 0,39 0,09 0,13
6,95 11,0 3,0 8,0 2,10 0,30
восток Толщина: общая
эффективная
проницаемого пропласткапесчанистотьрасчлененность 18,6 30,7 9,0 21,7 3,73 0,20
12,6 16,6 4,0 12,6 2,80 0,22
2,8 5,5 1,0 4,5 1,13 0,40
0,68 0,88 0,27 0,61 0,13 0,19
4 9,0 3,0 6,0 1,54 0,31
1.4. Свойства и состав нефти, газа и воды Муравленковского месторождения.На Муравленковском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскефтегаз».
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.4.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Таблица 1.4.1
Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения.
Наименование Индекс пласта
БС10 1-2 БС11
1. Пластовое давление, МПа 25,1 26,3
2. Пл. температура, С82 84
3. Давление насыщения, МПа 11,2 10,1
4. Газосодержание, м3/т 68 62
5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т 59 54
6. Объемный коэффициент 1,175 1,159
7. Плотность нефти, кг/м3 781 786
8. Объемный коэффициент при усл. Сепарации 1,152 1,130
9. Вязкость нефти, мПа*с1,27 1,25
10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 13,90 13,63
11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 850 847
В таблице 1.4.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти.
По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Таблица 1.4.2Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.
НаименованиеПласт БС10При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл. При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл. Пластовая нефть
Выделившийся газ НефтьВыделившийся газ Нефть 1 2 3 4 5 6
1. Углекислый газ 0,25 - 0,31 0,01 0,09
2. Азот+редкие в т.ч. гелий 1,27 - 1,48 0,00 0,45
3. Метан 66,61 0,08 78,23 0,09 23,54
4. Этан 4,19 0,06 4,55 0,25 1,54
5. Пропан 9,07 0,52 6,96 2,24 3,66
6. Изобутан 5,91 0,94 3,01 2,91 2,97
7. Нормальный бутан 6,76 1,96 3,16 4,34 3,99
8. Изопентан2,29 1,93 0,84 3,03 2,37
9. Нормальный пентан 2,02 2,46 0,70 3,34 2,54
10. Гексаны11. Гептаны 1,63 92,05 0,70 83,79 58,85
12. Остаток (С8+выше) 13. Молекул. Масса 28,32 201 22,90 176,10 130,20
14. Плотность: - газа, кг/м3 1,177 - 0,952 - -
- нефти, кг/м3 - 856 - 850 781
Пласт БС111. Углекислый газ 0,24 - 0,28 0,00 0,08
2. Азот+редкие в т.ч. гелий 1,05 - 1,20 0,00 0,34
3. Метан 68,37 0,22 78,91 0,10 22,23
4. Этан 4,47 0,12 4,74 0,27 1,52
5. Пропан 7,89 0,82 6,09 1,94 3,10
6. Изобутан 6,20 1,81 3,44 3,15 3,23
7. Нормальный бутан 5,90 2,57 2,96 3,95 3,66
8. Изопентан2,19 2,62 0,89 3,12 2,50
9. Нормальный пентан 1,89 3,07 0,76 3,47 2,71
10. Гексаны11. Гептаны 1,79 88,77 0,73 84,00 60,63
12. Остаток (С8+выше) 13. Молекул. масса - - - - -
14. Плотность: - газа, кг/м3 1,155 - 0,947 - -
- нефти, кг/м3 - 853 - 847 768
Таблица 1.4.3Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.
Пласт Вязкость в пл. условиях, мПа*сПлотность в пл.усл, кг/м3 Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л)
Cl- SO42- HCO3- Ca2+ Na++K+
БС11 0,5 1007
2. Геолого-геофизическая изученность месторождения.По состоянию на 01.01.2008 г. на Муравленковском месторождении на нефтяные объекты пробурено 1756 скважин, 1431 скважина числится в добывающем фонде и 325 скважин в нагнетательном. Основная часть фонда (87%) - 1555 скважин пробуренных на объект БС11.
В 2006 г. в краевой юго-западной части залежи, были пробурены две добывающие скважины №№ 9006G, 9007PL.
Изученность глубоким бурением.
Первая поисковая скважина № 201 была заложена в 1978 г. в пределах Янгтинской структуры, в результате испытания скважины были выявлены залежи нефти, приуроченные к горизонтам БС10 и БС11. Скважина явилась первооткрывательницей Муравленковского месторождения.
По состоянию на 01.09.2008 г. по имеющейся информации в базе ОАО «СибНАЦ» в пределах Муравленковского лицензионного участка пробурено 43 поисково-разведочных скважины.
В целом по лицензионному участку изученность поисково-разведочным бурением составила 106,2 м на 1 км2, или на каждом участке площадью 39,9 км2 пробурена 1 поисково-разведочная скважина.
Доразведка месторождения.
Рекомендуется выполнить сейсморазведочные работы 3Д на юге месторождения в сезон 2008-2009 гг и в центральной части месторождения в сезон 2009-2010 гг. (не утвержденные данные).
Доля запасов категории С2 в целом по месторождению составляет 4.5% (16549 тыс.т.). Перевод этих запасов в промышленную категорию и вовлечения их в разработку – основная задача ГРР неокомского интервала на этой стадии изученности. На Государственном балансе по месторождению числятся запасы по 5-ти пластам с разной долей соотношения запасов промышленных и непромышленных категорий.
По пласту БС101 геологические запасы категории С2 составляют 4.5 % (2358 тыс.т.) и сосредоточены в южной части залежи. Для доразведки возможно проведение испытаний интервала пласта в транзитных эксплуатационных скважинах после отработки нижележащего горизонта и соответствующих работ по его изоляции.
По пласту БС102 геологические запасы категории С2 составляют 20.8 % (1821 тыс.т.), распределены в основной залежи, а так же в залежах приуроченных к небольшим локальным структурам. Мероприятия по доразведке аналогичные пласту БС101.
По пласту БС103 100% запасов сосредоточены в категории С2. Выделены три отдельных залежи, полностью разбурены транзитными эксплуатационными скважинами, пробуренными на пласт БС11. Мероприятия по доразведке аналогичные вышезалегающим пластам.
Пласт БС11 –основной объект разработки, доля запасов категории С2 составляет 3.5% (10681 тыс.т), сосредоточены в краевых водонефтяных частях на западе и на севере основной залежи. Для перевода запасов из категории С2 в промышленную категорию необходимо использовать возможность бурения эксплуатационных скважин в краевые части площади запасов категории С1.

3. Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ).Установки электроцентробежных насосов широко применяются на месторождениях Западной Сибири, в компании «Газпром- ННГ» почти 80,0% действующего фонда скважин оборудовано УЭЦН.
Опыт использования УЭЦН свидетельствует о высокой технологической эффективности данного вида оборудования. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти выпускают на различных заводах. Компания «Борец» производит полнокомплектные установки УЭЦН для эксплуатационных колонн с минимальным внутренним диаметром 121,7 мм (группа 5) и с минимальным внутренним диаметром 124 мм (при комплектации двигателем 103 габарита) и 130 мм (при комплектации двигателями 117 габарита) – группа 5А.
Центробежные насосы выпускаются 2-х основных типов – ЭЦНД – насосы погружные центробежные двухопорные в модульном исполнении и ЭЦНМ – погружные центробежные насосы для обычных условий эксплуатации. Применение двухопорных ступеней существенно улучшает эксплуатационные характеристики насосов и предназначены для эксплуатации в любых условиях, в том числе в условиях повышенного содержания механических примесей и с высокой интенсивностью агрессивности среды.
Насосы выпускаются с номинальной подачей от 30 до 400 м3/сут. и номинальным напором 2 300 м.
Компания «АЛНАС» производит и поставляет центробежные погружные насосы ЭЦНАК в габаритах 5, 5А и 6 производительностью от 12 до 1 500 м3/сут. и напором до 2 500 м.
Компания «НОВОМЕТ» поставляет погружные центробежные (ЭЦН) и центробежно-вихревые насосы (ВНН) всех габаритов для откачки пластовой жидкости с подачей от 20 до 2 000 м3/сут. и напором до 2 600 м. ВНН рекомендуются к применению в скважинах с высоким газовым фактором и нестабильным динамическим уровнем.
Двухсторонняя установка с шламоотделителем и контейнером предназначена для работы в скважинах с высоким содержанием мехпримесей (может применяться для работы после ГРП). Производительность насосов от 20 до 125 м3/сут.
Низкопродуктивные скважины, оборудованные УЭЦН, рекомендуется оборудовать термоманометрическими системами типа «СКАД-2» или ТМС. Система контролирует температуру и давление на приеме насоса и при отклонении от заданных режимов автоматически отключает и запускает установку.
Основные узлы установки УЭЦН

Установка погружного центробежного насоса состоит из погружного агрегата 1,2,3, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, кабеля 4, арматуры устья 6, станции управления 7 и автотрансформатора 8.
Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса.. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.
В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на четыре условные группы: 5; 5А; 6; 6А с диаметрами соответственно 92, 103 , 114 и 140,5 мм. Откуда следует, что соответствующие группы насосов необходимо применять в скважинах с внутренним диаметром эксплуатационной колонны соответсвенно не менее 121,7; 130; 144,3; 148,3 мм.
Установки имеют следующие исполнения:
-обычное;
-коррозионно- стойкое;
-износостойкое;
-термостойкое.
Установки погружных ЭЦН предназначены для откачки из нефтяных скважин, в
том числе и наклонных, со следующими характеристиками:
-максимальное содержание попутной воды – 99%;
-максимальная плотность жидкости – 1400 кг/м3;
-максимальная массовая концентрация твердых частиц- 100 мг/л;
-максимальное содержание газа на приеме насоса- 25 %;
-максимальная концентрация севодорода для насосов обычного исполнения (коррозионно- стойкого исполнения)- 10 (1250) мг/л;
-максимальная температура – 90 оС;
ЭЦН – это погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый насос. В корпус каждой секции вставляется пакет ступеней, представляющих собой собранные на валу на продольной призматической шпонке скользящей посадкой рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 145-400.
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно- стойкого исполнения- из модифицированного чугуна типа «ни ризист».
Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов.
Насос состоит из одной или нескольких секций ( до четырех секций), корпуса которых соединены между собой при помощи фланцев, а валы при помощи шлицевых муфт. Секция имеет длину до 5,5 м.
Снизу в корпусе крепится основание насоса с приемными отверстиями и фильтросеткой, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса. В верхней части насоса находится ловильная головка, к которой крепятся НКТ.

4. Меры безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосамиВсе работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.
Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил:
1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.
2. Корпуса трансформатора и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.
3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
4. Установка включается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию группы I и прошедшим специальный инструктаж.
5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник- предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.
6. Кабель со станции управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстояние не менее 400 мм от поверхности земли.
7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.
8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.
9. Менять блок рубильник- предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ)

5. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин.Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Подземный ремонт скважин условно можно разделить на:
текущий
капитальный
Текущий ремонт скважин подразделяют на:
планово-предупредительный (или профилактический)
восстановительный
Планово-предупредительный ремонт скважин — это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-редупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Заключение.Я проходил практику в компании в филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз». На работу меня приняли по специальности Оператор ДНГ 3 разряда. За время прохождения практики я узнал много новой информации. Я занимался в основном отбором проб и следил за дебитами скважин с помощью у специальной установки АГЗУ «Спутник». Эта установка создана для сепарирования, она отделяет газ от нефти, таким образом дает более точные показания по количеству добываемой нефти. Муравленковское месторождение находится на четвертом этапе разработки и по этому дает очень маленькое количество нефти. В основном УЭЦН качают 96% воды и всего 4% нефти. Также во время практики я научился пользоваться ППУ (Передвижная Паровая Установка). За время своей работы я изучил много документации касающейся непосредственно филиала и истории разработки месторождения.

Список литературы.Коротаев Ю.П. Вяхирев Р.И. и др. «Теория и опыт добычи нефти» - М., Недра, 1998 г.
“Инструкция по комплексному исследованию нефтяных скважин” .- М., Недра,1980 г.
Коротаев Ю.П., Ширковский А.И., ”Добыча, транспорт и подземное хранение газа”
Алиев З.С. ”Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений” конспект лекций.
А.И. Гриценко З.С. Алиев и др. «Руководство по исследованию скважин»
Технологический регламент по эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ), РД 00158758 -212- 2000
Геолого-физическая характеристика Муравленковского месторождения технический стандарт ОАО «Газпромнефть-ННГ», ВРД 39-1.8-028-2001
Технологический регламент на первичное вскрытие продуктивных пластов при строительстве эксплуатационных скважин месторождений Крайнего Севера, РД 00158758-195-97, ТюменНИИгипрогаз, - Тюмень, 1997. - 28 с.

Приложенные файлы

  • docx 11091823
    Размер файла: 719 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий