Повховское месторождение

    3.2.2. Оборудование добывающего фонда скважин.

 
 

         Разделяют два вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механизированном способе – прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

         Фонтанная эксплуатация – это  самопроизвольный подъем нефти  на поверхность по стволу скважины  под воздействием давления пласта.

         Все оборудование фонтанной скважины  можно разделить на две группы  – подземное и наземное. Подземное  оборудование включает в себя:

    а) насосно компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому жидкость поднимается на поверхность;

    б) якорь, пакер – для разобщения пласта скважины и эксплуатационной колонны труб от воздействия среды в процессе эксплуатации и находятся ниже фланца обсадной колонны.

    К наземному оборудованию относится:

    а) устьевая арматура, для герметизации устья скважины;

    б) рабочие манифольды, штуцеры, клапана, задвижки.

         Механизированный способ эксплуатации  – это принудительный подъем  нефти на поверхность с помощью  насосов, спущенных в скважину (ЭЦН, ШГН)

         Эксплуатация скважин УЭЦН.

    Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся:

    а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки  ЭЦН;

    б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

    в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

    г) токоведущий кабель, служащий для  подачи электроэнергии к ПЭД;

    д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

    К наземному оборудованию относятся:

    а) устьевая арматура, служащая для направления  и регулирования поступающей  жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

    б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

    в) трансформатор, предназначен для регулирования  величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

    г) Эстакада, предназначенная для укладки  токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.

         Эксплуатация скважин УШГН.

    Установка штангового глубинного насоса состоит  из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:

    а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

    б) глубинный насос, предназначенный  для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130˚С

    в) штанги – предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка – качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

    К наземному оборудованию относятся:

    а) привод (станок – качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и  связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг;

    б) устьевая арматура с сальниками полированного  штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

   3.2.3. Система заводнения.

 

         Разработка Повховского месторождения  ведется с поддержанием пластового  давления. Проектной, на объекты  БВ8, является трехрядная, блоковая, усиленная по основной площади  залежи очагами нагнетания, система  заводнения с расстоянием между скважинами 600м. Пласты БВ9 и БВ10 разрабатываются совместно с БВ8, по пласту ЮВ1 – площадная семиточечная система заводнения с расстоянием между скважинами 400 м. Расстановка скважин по всем объектам по треугольной сетке.

         Поддержание пластового давления на месторождении осуществляется закачкой пресной, сточной и сеноманской вод по 6 БКНС. Из 654 скважин нагнетательного фонда 170 скважин – очаговые, остальные – по первоначальному проекту.

         По пластам БВ9, БВ10 и объекту  ЮВ1 – 22 самостоятельных   действующих нагнетательных скважины. Соотношение действующих нагнетательных скважин к действующим добывающим скважинам составляет: БВ8 – 1:3,3; БВ9 – 1:4,5; БВ10 – 1:5; ЮВ1 – 1:2,7. Системой ППД охвачен практический горизонт БВ8 и ЮВ1.

    Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой в целом по горизонту БВ8 составила в 1997 году 123,1%, за 1996 год 122%. При этом пластовое давление близко к первоначальному (26,2 МПа).

         Можно отметить положительный  эффект от введения очаговых  нагнетательных скважин и начало формирования блочно – замкнутой системы заводнения. В результате подключения очаговых скважин, падающее до 1985 года пластовое давление было восстановлено, относительно выровнено по площади залежи. Технически, переход на новою систему заводнения был сопряжен с определенными трудностями в контроле за объемами закачки воды, чем объясняются временные перекомпенсации отдельных участков залежи. В настоящее время эти вопросы в основном решены. Таким образом, по горизонту БВ8 систему ППД можно считать освоенной. Основным направлением в развитии системы ППД следует считать усиление воздействия на подошвенную часть разреза.

         Как уже отмечалось, наличие большого  количества простаивающих скважин  изменило систему разработки  месторождения. Не всегда своевременное реагирование системы ППД на изменения в объемах добычи жидкости приводит к временным интенсивным перекомпенсациям добычи закачкой. Это усугубляется наличием зон с малодебитными скважинами и сложностью эксплуатации водоводов в зимнее время. В связи с этим, предложено СибНИИНП сделать переорганизацию системы ППД в низкодебитных зонах пласта, совместив отбор сеноманской воды и ее закачку на месте, в пределах небольших групп добывающих скважин.

     3.3. Состояние контроля за разработкой.

 
 

    В процессе эксплуатации месторождения  на нефтепромыслах ведется геолого-промысловая  документация показателей разработки. На основании данных строят графики  разработки. Они наглядно отображают динамику показателей разработки по объекту в целом во времени. Детальность графика разработки зависит от решаемых с его помощью задач. С помощью графика разработки, например, можно быстро построить некоторые дополнительные зависимости, такие как зависимость нефтеотдачи от обводненности продукции.

         Так же проводится комплекс исследований за разработкой:

• геолого-промысловые исследования скважин, включающие в себя замеры дебитов в процессе эксплуатации, контроль за обводненностью;
• гидродинамические методы: методы установившихся отборов; методы неустановившихся отборов (метод восстановления давления основан на фиксации распределения давления в залежи после нарушения режима работы; метод гидро-прослушивания заключается в наблюдении за изменением пластового давления и статистического уровня в простаивающих скважинах);
• промыслово-геофизические методы исследования определяют характеристику пласта, в том числе профилей;
• определение технического состояния эксплуатационной колонны, замеры пластового давления, расходомер, термометрия и т. д.;
• геолого-промысловый контроль изменения свойств нефти, газа и воды в процессе разработки;
• контроль за перемещением ВНК, ГНК;
• контроль охвата продуктивных пластов воздействием на продуктивные пласты закачкой воды.

 
 
 
 
 
 

    Контроль

    за  разработкой Повховского  месторождения