Месторождений «Вала Гамбурцева»

Хасырейское месторождение. В соответствии с условиями лицензионного соглашения и утвержденной на ЦКР Минэнерго РФ проектной документацией Хасырейское нефтяное месторождение введено в пробную эксплуатацию в июле 2002 года.

Согласно намеченной программе освоения месторождения в 2002 году из консервации были введены 5 скважин: №№ 34, 35, 41, 43, 45. Позднее, из бурения были введены еще две скважины: №№ 5017 и 5532. В декабре 2002 года из консервации была введена скважина № 2.

Движение фонда скважин: в 2005 году в результате эксплуатационного бурения введено 8 скважин, в т.ч. 7 скважин в добывающий фонд и одна скважина в нагнетательный. Из консервации введена в добывающий фонд скважина № 33. Т.о. пробуренный фонд по состоянию на 01.01.2006 г. составил 27 скважины, в т.ч. в эксплуатационном добывающем фонде действующих – 19 скважин, бездействующих – 2, в освоении из бурения – 3 скважины, в нагнетательном действующих – 1 скважина, в консервации – 1 скважина, 3 скважины – водозаборные. В бурении одновременно находится 3 скважин. На конец 2005 года в эксплуатационном добывающем фонде находятся 45 скважин, в бурении – 4, бездействующих – 2, в нагнетательном – 15.

В отчетном году добыча нефти производилась по залежи нефти в отложениях D1 и составила 3 698 000 тонну. Запасы нефти числятся на балансе, в ГКЗ РФ не утверждались. Темп отбора от учтенных начальных запасов (С1) составил 16, 05 %, текущих – 16, 07 %.

Добыча нефти из скважин производится со средним дебитом 149, 3 т/сут, при этом фонтанных – 155, 5 т/сут, механизированных – 179, 6 т/сут. Обводненность в среднем за год составила 5, 8 %.

Замеры пластового давления, производимые в течение всего периода пробной эксплуатации в скважинах, свидетельствовали о неуклонной динамике истощения пластовой энергии пропорциональной отборам жидкости, что в свою очередь указывает о влиянии упругого режима работы нижнедевонской залежи. В результате потеря пластового давления с начала разработки составила около 4 МПа (22, 5 тыс. тн / 1 МПа).

Черпаюское месторождение. Черпаюское месторождение, так же как и Хасырейское введено в пробную эксплуатацию в соответствии с условиями лицензионного соглашения и утвержденной проектной документацией в июле 2002 года.

В отчетном году добыча нефти производилась по залежи нефти в отложениях D1 и составила 263 779 тонны. Запасы нефти числятся на балансе, в ГКЗ РФ не утверждались. Темп отбора от учтенных начальных запасов (С1) составил 2, 8 %, текущих – 2, 9 %.

Добыча нефти из скважин производится со средним дебитом 61, 6 тн./сут., механизированным методом. Обводненность в среднем за год составила 9, 4 %. Эксплуатационный фонд скважин составляет 12 скважин. Нагнетательных скважин нет. В течение всего периода эксплуатации, по разрабатываемой залежи наблюдалось снижение пластового давления. Потеря пластового давления с начала разработки составила около 7 МПа (2185 тонн /1МПа.). Режим работы залежи можно оценить как упруго-водонапорный с преобладанием упругих сил.

1.3.2 Технология добычи и подготовки нефти на месторождениях «Вала Гамбурцева»

Добыча УВ сырья производится фонтанным и механизированным методом.

Фонтанная эксплуатация скважин

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать.

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами – это комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. ЭЦН для нефтяных скважин включает:

- центробежный насос с 50-600 ступенями;

- асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;

- протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды;

- кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.

Фонтанная арматура служит для:

- герметизации устья скважины;

- направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию;

- регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовин и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из:

- трубной головки;

- фонтанной арматуры.

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из:

- крестовины;

- тройника;

- переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб - с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная арматура устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная арматура состоит из:

- тройников;

- центральной задвижки;

- буферной задвижки;

- задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной арматуры, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

 

 

1.3.3 Характеристика оборудования скважин и системы сбора и подготовки нефти на месторождениях «Вала Гамбурцева»

Электроцентробежные погружные насосы производства «АЛНАС» (ЭЦН) применяются для подъема пластовой жидкости, а так же в системах поддержания пластового давления. Погружные насосы применяются в габаритных группах 5, 5 А, производительностью от 45 до 500 кубических метров в сутки и напором до 2500 м. Широкая номенклатура насосов позволяет подобрать оборудование под любые условия эксплуатации.

Насосы спроектированы по селекционному принципу и состоят из входного модуля, насосных секций, газосепаратора, обратного и сбивных клапанов (СКОК). Обратные клапаны имеют высокую герметичность, что позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб. Входной модуль оснащен высоэффективным фильтром, что позволяет насосу надежно откачивать пластовую жидкость с большим содержанием механических примесей. При высоком содержании газа в пластовой жидкости в состав насоса включен газосепаратор с приемной сеткой.

Насосные секции имеют различную длину, что обеспечивает оптимальный подбор насоса к любой скважине. По всей длине каждой секции установлены промежуточные радиальные подшипники, что обеспечивает надежную и продолжительную работу насоса. ЭЦН имеют упорный подшипник вала в каждой секции, в результате чего осевые нагрузки не передаются на протектор.

Для материала рабочих колес и направляющих аппаратов используется модифицированный чугун, полимерные материалы со специальными наполнителями.

Применение ЭЦН с рабочими ступенями двухопорной конструкции позволяет в сложных условиях эксплуатации, связанных с повышенным содержанием в пластовой жидкости механических примесей и химически активных веществ добиться значительного увеличения показателей межремонтного периода УЭЦН.

Групповая замерная установка «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, с последующим определением дебита скважин. Установка осуществляет контроль за работой скважины по наличию подачи жидкости.

Для перекачки продукции с ДНС установлены центробежные насосы типа ЦНС 300-600.

На БКНС применяются центробежные насосы типа ЦНС 180-1280. Это горизонтальные, секционные, однокорпусные насосы с односторонним расположением рабочих колес.

На ДНС для сепарации газа смонтированы двухфазные горизонтальные нефтегазовые сепараторы типа НГС – II – 1, 6- 2400.

Для подогрева нефти в нефтесборных трубопроводных применяются путевые подогреватели типа ПП – 0, 63.

Предприятие при необходимости проводит на месторождении подземный и капитальный ремонты скважин, применяя следующие подъемники:

- Установка подъемная для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин (УПА – 60А). Она производит следующие операции: переезд по дорогам общего пользования; спускоподъемные операции с насосно-компрессорными трубами; разбуривание цементных пробок; ловильные и другие работы по ликвидации аварий на скважине. Установка включает лебедку, вышку с талевой системой, кабину оператора, гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы, грузоподъемность 60-80 тн.;

- Агрегат А – 50 – является самоходной установкой, смонтированной на шасси автомобиля КрАЗ-257. Имеет следующие основные узлы: однобарабанную лебедку с трансмиссией привода, вышку с талевой системой, ротор с гидравлическим приводом, промежуточный вал бурового ротора, систему управления и насосный блок, грузоподъемность 50 тн.

 

 

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: