Производственная практика по РНМ

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры, для отбора проб жидкости и др. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

В НГДУ «Елховнефть» ежегодно принимается на баланс порядка полусотни скважин. Бурение скважин производится с целью повышения нефтеотдачи пластов эксплуатационных объектов, выработки, поиска новых залежей нефти, получения необходимой информации для прироста запасов нефти и выполнения плана по добыче нефти. Все скважины пробурены по усложненной конструкции.

Эксплуатационное разбуривание площадей Ново-Елховского месторождения осуществлялось Альметьевским, Азнакаевским и Елабужским филиалами ООО «Татнефть-Бурение».

В 2005 году пробурено 17 скважин. В том числе Альметьевским филиалом ООО «Татнефть-Бурение» пробурены 14 скважин и принято из бурения 12 скважин, 3 скважины пробурено и принято на баланс НГДУ от Азнакаевского УБР.

Общая проходка составила 20703м, при плане эксплуатационного бурения 17 скважин и проходке 20403м. Выполнение по проходке составляет – 101.4%.

В 2005 году с целью поддержания уровней добычи нефти и выполнения норм добычи и геолого-технических мероприятий введены из бурения и старого фонда в эксплуатацию 18 скважин, по ним добыто 30043т нефти, при плане 18 скважин и добыче 21965т нефти.

Средний дебит одной вновь пробуренной скважины за 2005 год составил – 8,8т/сут (средний дебит новых скважин за 2004 год – 6,4т/сут), средний дебит одной новой скважины с учетом пуска из других категорий, ранее нефть не дававших, составил 5,6т/сут.

Для улучшения качества скважин и увеличения их дебита, при бурении были внедрены следующие виды новых технологий:

- полимерно-глинистые растворы (ПГР) – на 3 скважинах, со средней эффективностью 2,6т/сут;

- мультифазный раствор на одной скважине, эффективность составила 2,8т/сут;

- силикатные системы для изоляции водонасыщенных участков в продуктивной зоне;

- 2-х этапное строительство со спуском э/колонны на кровлю продуктивного пласта и бурением открытого ствола на растворе удельного веса, обеспечивающего минимальную репрессию на продуктивный пласт 5 скважин турнейского яруса, со средней эффективностью 6,12т/сут;

- многозабойное горизонтальное бурение: пробурена и введена в эксплуатацию одна МЗС со средним дебитом 5т/сут.;

- жесткие бочкообразные центраторы применены на 15 скважинах, при плане – 15;

- пластификаторы цемента применены, с целью улучшения качества крепления и увеличения срока безводной эксплуатации, на 10 скважинах (при плане 4);

- крепление интервалов перфорации с применением тампонажного раствора, формирующий трещиностойкий цементный камень – 1 скважина;

- перфорация усиленными зарядами ПК-105ДН на 3 скважинах, со средней эффективностью – 4т/сут;

- для достижения и увеличения дебитов новых скважин произведено освоение 7 скважин с применением технологии КВДХВ ОАО «Акмай», средний дебит по скважинам освоенных данным методом составил 6,6т/сут.

Среднее время ввода новых скважин по НГДУ «Елховнефть» составляет 5,6 суток, против нормативных – 12 суток.

1.7. Техника и технология добычи нефти, газа

1.7.1. Фонд добывающих и нагнетательных скважин

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 1.01.06г. составляет 1681 скважина.

В таблице 1.1. приводится баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин:

Таблица 1.1.

Изменения действующего фонда по способам эксплуатации приводится в   таблице 1.2.

Таблица 1.2.

Общий механизированный фонд составляет 1552 скважины на 1.01.2006г.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на 1.01.2006г. составляет 821 скважина. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 795 скважин, в том числе 175 скважин остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 26 скважин. В 2005 году пущено из бездействия 15 скважин.

В таблице 1.3. приводится баланс нагнетательного фонда скважин:

Таблица 1.3.

Соотношение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин на 1.01.2006г составляет по девону – 1:1,6; по карбону – 1:2,6; по месторождению – 1:2,1.

Общий фонд прочих (категорий) скважин по площади на 1.01.2006г. составляет 446 скважин, в том числе 65 скважин в консервации, 80 пьезометрических, 228 ликвидированных и 73 скважины находятся в ожидании ликвидации.

1.7.2. Виды эксплуатации скважин

Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин

Для эксплуатации фонтанных и газлифтных нефтяных, а так же газовых скважин используют наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведение необходимых технологических операций и гарантирующее защиту от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Основные элементы оборудования таких скважин – насосно-компрессорные трубы и фонтанная арматура.

В качестве НКТ используют стальные бесшовные трубы различных групп прочности (предел текучести от 373 до 930 МПа). Условный их диаметр изменяется от 27 до 114мм, толщина стенок от3 до 8мм. За условный принимают наружный диаметр, округленный до целого значения (в миллиметр). Чаще применяют трубы диаметрами 60 и 73мм (внутренний диаметр соответственно 50,3 и 62,0мм). Трубы изготавливают исполнений А и Б – гладкие и с высаженными наружу концами. Трубы исполнения П выпускают длиной 10м, а исполнения Б – 5,5-8,5 и 8,5-10м. Выпускают гладкие трубы в обычном исполнении и высоко-герметичные (соединяются они с помощью муфт), а с высаженными концами (равнопрочные) – с муфтовым и безмуфтовым соединением.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля режима ее эксплуатации и проведения различных технологических операций. Рассчитана она на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. Если давление меньше 21 МПа, то в качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны, при более высоком давлении – прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным и автоматическим управлением.

Высокодебитные скважины оснащают арматурой большего проходного сечения. В газовых скважинах на устье монтируют термометры, регуляторы дебита и давления, автоматические клапаны, закрывающие скважину при аварийном состоянии выкидной линии.

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН)

Установка ШГН состоит из поршневого насоса, станка-качалки, колонны штанг, соединяющих плунжер (поршень) с качалкой, и колонны труб НКТ, по которым откачиваемая жидкость поднимается на поверхность. Электродвигатель служит для привода во вращение кривошипа, установленного на оси редуктора и далее с помощью шатуна, балансира создает вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг, подвешенных на головке балансира посредством канатной подвески. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрывается, жидкость над плунжером поднимается на длину его хода и через тройник попадает в сборную сеть. Всасывающий клапан насоса открывается, и жидкость из скважины попадает в цилиндр насоса. При движении плунжера и штанг вниз клапан закрывается, воздействие столба жидкости передается на трубы. В этом случае нагнетательный клапан открывается, и продукция скважины перетекает в пространство над плунжером. Далее начинается новый цикл хода плунжера вверх.