Работа скважин в условиях ЗападнотАУСургутского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ий дебит по нефти составил 7.8 т/сут, по жидкости - 12.8 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 1475 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 377.6 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54.8%, текущая - 95.7%.
iелью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.
С начала разработки месторождения проведено: 600 ГРП, 3180 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, 1219 скважино-операций по закачке потокоотклоняющих составов, 814 перфорационных и 372 изоляционных мероприятий. На месторождении пробурено 20 горизонтальных скважин, при КРС проведена зарезка 230 боковых стволов. Дополнительно добыто 10730.3 тыс. т нефти (6.4% от общего отбора), с учетом горизонтальных скважин и боковых стволов добыча нефти составила 17119 тыс. т (10.1% от общего отбора).
Таблица 2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно - Сургутского месторождения за 2006-2009 года
Показатели2006 г.2007 г.2008 г.2009 г.проектфактпроектфактпроектфактпроектфакт123456789Добыча нефти, тыс. т/год37004109370051843700565560235583Накопленная добыча нефти, тыс. т177041340221 4041859025 104242463027629834Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %3,43,83,44,85,35,65,115,15
2. Технико-технологический раздел
2.1 Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации
Добывающий фонд скважин по Западно - Сургутскому месторождению на 01.04.2012 составил 2334, в том числе действующий - 2150, в бездействии - 127, нагнетательный фонд - 245.
В том числе:
УЭЦН1089
УШСН1233
Суточная добыча на конец 2011 года составила 6874 т/сут.
Среднегодовой дебит скважин по нефти:
УЭЦН21,3 т/сут
УШСН4,2 т/сут
Обводненность скважин от 10 до 99%, что оказывает существенное влияние на величину действующего фонда, который в последние годы с
2.2 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН (движение фонда за последние 2-3 года, распределение фонда по типоразмерам насосов)
Таблица 3 - Распределение фонда по типоразмерам насосов
№кустгзуСКВФондNСпособСпособ_Подземноеп/пфидераоборудование123456789кустгзусквФондфидерСпособСпособ1оборудование125од248ЭКСП.50-16шШГНHВ1Б-322595А577ЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-322895А32КЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-383295А1221ЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-273695А574ЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-323895Б1220ЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-3252961241ЭКСП.3-02шШГНHВ1Б-3261961356ЭКСП.3-02шШГННВ1Б-27661191531ЭКСП.3-13шШГНHВ1Б-27671191532ЭКСП.3-13шШГНHВ1Б-2769119од20КЭКСП.1А-26шШГН25-106 RHAM71119 бис3760ЭКСП.3-13шШГНHВ1Б-4472119 бис1661ЭКСП.3-13шШГННВ1Б-32921693064ЭКСП.3-13шШГНHВ1Б-271201733029ЭКСП.50-05шШГНHВ1Б-3213697од238ЭКСП.3-13шШГНВОРОHКА138106689ЭКСП.50-08шШГНHВ1Б-27141106685ЭКСП.50-08шШГНHВ1Б-321421121461ЭКСП.50-14шШГНHВ1Б-32144112од243ЭКСП.3-13шШГНHВ1Б-44149881191ЭКСП.4-01шШГНHВ1Б-3216588 бис3115ЭКСП.4-01шШГНHВ1Б-3816688 бис3154ЭКСП.4-01шШГНHВ1Б-4416988 бис3158ЭКСП.4-01шШГНHВ1Б-32173891438ЭКСП.3-20шШГНHВ1Б-27179891189ЭКСП.3-20шШГННВ1Б-27180891180ЭКСП.3-20шШГНHВ1Б-321871513127ЭКСП.3-20шШГНHВ1Б-321881513126ЭКСП.3-20шШГНHВ1Б-3819822813КЭКСП.1А-26шШГНHВ1Б-32207152од230ЭКСП.1А-26шШГНHВ1Б-382191211539ЭКСП.4-07шШГН25-125 RHAM227381148ЭКСП.2-12шШГНHВ1Б-322329381541ЭКСП.4-01шШГНHВ1Б-272541201382ЭКСП.4-18шШГНHВ1Б-272671171529ЭКСП.3-08шШГНHВ1Б-322801493147ЭКСП.1А-04шШГНHВ1Б-382841503178ЭКСП.4-18шШГНHВ1Б-382881503141ЭКСП.4-18шШГНHВ1Б-38
Рисунок 3 - Фонд скважин оборудованных УШГН за 2009-2011 года
Снижение фонда ШГН наблюдается по всем цехам добычи, кроме ЦДНГ-6 (рост на 13 скв, переводы с ЭЦН на ШГН вывод из периодической эксплуатации). С 2009 года снижение фонда ШГН на 179 скв. или 26.3%, с 2010 г. на 66 скв. В 2011 г. произведено 60 переводов с ЭЦН на ШГН и 87 переводов с ШГН на ЭЦН в 90% случаев после ГТМ.
2.3 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН
Таблица 4 - Фонд скважин, оборудованных УШСН
Тип скважиныДейств-еБездейств-еВ консервацииВсегоДобывающиеНагнетательн.1151Бездействующ.13В консервации69Итого эксплуатац. фонд скважин:1233
Большую часть добывающего фонда составляют скважины, оборудованные ШСН. Добыча нефти с помощью ШСН является более распространенным и освоенным способом. Оборудование для эксплуатации скважин ШСН не требует дорого обслуживания. Но необходимо систематически работу наземного оборудования и всего комплекса подземной конструкции.
ШСН включает в себя наземное оборудование: станок - качалку, оборудование устья скважины и подземное оборудование: НКТ, насосные штанги, скважинный насос.
Неэффективные ремонты
В 2011 г. произошло 4 неэффективных ремонтов (в 2010 г. - 5 рем., в 2009 г. - 17). Причины неэффективных ремонтов:
Обрыв штанг
Негерметичность НКТ
Отворот штока
Гидратообразование
Разрушение Р - Ц
Рисунок 4 - Распределение неэффективных ремонтов на фонде УШГН
2.4 Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям
месторождение скважина насос штанговый
Таблица 5 - Распределение по причинам и виновным службам
Распределение по причинам и виновным службамПричины2009 год2010 год2011 годВсегоНГДУЗаводВсегоНГДУЗаводВсегоНГДУЗ