Артюхівське родовище

 

ЗМІСТ

ВСТУП

РОЗДІЛ 1. ОПИС РОДОВИЩА

1. Характеристика та опис

РОЗДІЛ 2. ПРАКТИЧНА ЧАСТИНА

2.1 Планування  заходів щодо покращення використання  нафтогазового обладнання

ВИСНОВКИ

СПИСОК  ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВСТУП

Протягом останнього десятиріччя нафтогазова галузь України перебуває в затяжній глибокій кризі, одним із проявів якої є сповільнення, а в окремих випадках цілковите призупинення модернізації і реконструкції об'єктів нафтогазового комплексу, удосконалення технологічних процесів у сфері пошуку родовищ, видобутку, транспортування, переробки і розподілу нафти і газу. Недостатньо оперативно і виважено здійснюються процеси реструктуризації галузі і реформування системи керування нею.

Ці чинники у своїй  сукупності і взаємопов'язаності значною мірою впливають на ефективність виробничих процесів. І відносна стабілізація показників видобутку та транспортування нафти і газу у 1994 - 2005 рр. не є результатом корінних змін у науково-технічній політиці галузі, а скоріше про інтенсивне використання сировинної бази, виробничих потужностей, інтелектуального потенціалу галузі, які було створено у попередні десятиріччя.

Яскравим свідченням цього  є той факт, що упродовж останніх шести років видобуток нафти  і газу в Україні значно перевищує  прирости їх запасів, що свідчить про неспроможність геологорозвідувальних підприємств здійснити просте відтворення сировинної бази нафтогазовидобувної промисловості. Така ситуація створилася не лише через відсутність достатніх коштів, а й через недосконалість самої системи фінансування геологорозвідувальних робіт, застарілість методів і технічних засобів геофізичних досліджень надр, істотне відставання від сучасних зразків техніки і технології буріння свердловини.

Аналіз залишкових розвіданих запасів доводить, що близько 60% їх належить до, так званих, важко видобувних, що знаходяться у низькопроникних колекторах, у водоплаваючих та під газових покладах, у нафтових облямівках газових покладів, у родовищах високов'язких нафт тощо. Це зумовлює низькі темпи відбору нафти і газу від початкових запасів. Тому інтенсифікація видобутку нафти і газу є важливою складовою комплексу заходів, що забезпечують компенсацію природного зниження видобутку. Широкомасштабне застосування прогресивних методів інтенсифікації ( потужні гідророзриви пластів, різні види комбінованих впливів на привибійну зону і т. п. ) може забезпечити зростання видобутку з існуючих свердловин на 3 - 5%. У зв'язку з цим збільшення масштабів застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу буде залишатися стратегічним напрямком програми розвитку НАК „ Нафтобаз України ”.

Значний резерв видобутку  нафти і конденсату з уже відкритих  родовищ пов'язаний впровадженням  сучасних методів підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів і гідродинамічних, фізико-хімічних і теплових методів впливу на продуктивні пласти. Адже тільки залишкові запаси нафти промислових категорій в уже відкритих родовищах України після завершення їх розробки звичайними методами оцінюються в 80 млн. т. ВАТ „ Укрнафта ” і ДК „ Укргазвидобування ” мають певний досвід ефективного впровадження таких методів. Згідно з оцінкою ВАТ „ Український нафтогазовий інститут ” тільки на родовищах ВАТ „ Укрнафта ” за рахунок впровадження, так званих, удосконалених вторинних і третинних технологій вилучення нафти можна додатково видобути близько 10 млн. т. нафти. Правда, собівартість нафти, видобутої за рахунок третинних технологій висока. Їх впровадження буде істотно залежати від рівня світових цін на нафту. Від рівня цін на газ і конденсат істотно залежатимуть і обсяги впровадження технологій розробки газоконденсатних родовищ підтримання пластових тисків. Впровадження цих технологій в практику розробки родовищ нафти і газу є одним з приорітетних напрямків роботи видобувних підприємств Компанії. Серйозним резервом для подальшого розвитку видобутку нафти і газу є ще нерозвідані запаси нафти і газу, які зосереджені на великих глибинах Дніпрвсько-Донецької западини та Передкарпатського прогину, а також на відносно малих глибинах у надрах Азово-Чорноморського шельфу та перспективної Волино-Подільської нафтогазоносної області.

 

РОЗДІЛ 1. ОПИС РОДОВИЩА

1. Характеристика та опис

Артюхівське нафтогазоконденсатне родовище — належить до Талалаївсько-Рибальського нафтогазоносного району Східного нафтогазоносного регіону України.

Розташоване в  Сумській області на відстані 16 км від  м. Ромни.

Знаходиться в  північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського  структурного валу.

Підняття виявлене в 1966-67 рр.

Структура —  брахіантикліналь субширотного простягання, розміри по ізогіпсі — 3950 м 4,2х2,0 м, амплітуда 55 м.

Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Перший промисл. приплив газу отримано в 1968 р. з нижньовізейських г.п. в інтервалі 4230-4256 м. Колектори — різнозернисті пісковики та алевроліти. Режим нафтового Покладу активний водонапірний. Режим газоконденсатних скупчень газовий з проявом водонапірного.

Експлуатується  з 1975 р. Запаси початкові видобувні  категорій А+В+С1 — 3132 тис.т нафти; розчиненого газу 333 млн. м³; конденсату — 3114 тис. т. Густина дегазованої нафти 839 кг/м³. Вміст сірки 0,06 мас.%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

РОЗДІЛ 2. ПРАКТИЧНА ЧАСТИНА

2.1 Планування  заходів щодо покращення використання  нафтогазового обладнання

Якщо підйом продукції від вибою на поверхню відбувається за рахунок пластової енергії, то таку експлуатацію свердловин називають фонтанною. Якщо ж для підйому нафти на поверхню пластового тиску не вистачає і в свердловину подають енергію, то таку експлуатацію називають механізованою.

В нашій країні застосовують наступні способи експлуатації нафтових свердловин:

1) Фонтанна експлуатація;

2) Компресорна;

3) Насосна яка  в свою чергу поділяється на:

а) експлуатація свердловин штанговими глибинними насосними  установками (ШГНУ);

б) експлуатація свердловин зануреними відцентровими  насосами.

Фонтанна експлуатація нафтових свердловин

Приплив рідини до вибоїв свердловин відбувається під  дією різниці між пластовим та вибійним тисками. Якщо тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину до гирла, менший, ніж пластовий, то свердловина буде переливати на поверхню (фонтанувати). Залежно від режиму роботи покладу фонтанування свердловини може відбуватися або за рахунок енергії гідростатичного напору, або за рахунок енергії розширення газу, який розчинений у нафті, або за рахунок обох енергій. Нерідко фонтанна свердловина експлуатується при вибійному тиску нижче від тиску насичення, при якому в свердловині рухається газорідинна суміш. По мірі підйому суміші змінюються її щільність і співвідношення об'ємів рідини і газу залежно від тиску, швидкості руху суміші й діаметра підйомних труб. Такі ж умови руху газорідинних сумішей спостерігаються і при газліфтній експлуатації свердловин.

Розрізняють три  режими руху газорідинної суміші.

 

Рисунок 4.1 - Структура газорідинної суміші при русі її в підйомнику

 

Бульбашковий режим (рис. 4.1 а), при якому рідина, пронизана  дрібними бульбашками газу високого тиску, рухається в нижній частині підйомних труб. Бульбашки газу вільно переміщуються у рідкій фазі, практично не впливаючи на підйом рідини.

Снарядний (пробковий) режим (рис. 4.1 б), при якому з рідини виділяється значна кількість газу у вигляді великих бульбашок, співрозмірних з діамет- рами труб і що мають подовжену форму. Бульбашки газу змінюються рідин ними перемичками. Снарядний режим в основному проявляється в середній частині підйомних труб. По мірі підйому суміші до гирла свердловини із рідинної фази виділяється все більше і більше бульбашок газу, відбувається їх сполучення і розміри бульбашок збільшуються. При цьому режимі спостерігається значна пульсація потоку і свердловина працює нерівномірно.

Дисперсно-кільцевий режим (рис. 4.1, в), при якому газоподібна  фаза утворює ядро потоку, а рідка  фаза рухається по стінках труб. У ядрі потоку містяться краплі рідини. Дисперсно-кільцевий режим проявляється ближче до гирла свердловини, де спостерігається найбільше зниження тиску і порівняно великі швидкості руху газорідинної суміші.

Обладнання фонтанних  свердловин

Обладнання фонтанних  свердловин ділять на підземне і наземне. До підземного обладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ), із яких складається фонтанний підйомник; до наземного – колонну головку, фонтанну арматуру та викидні лінії.

Колона фонтанних труб, що спускаються у свердловину, призначена для підйому рідини і газу на поверхню, запобігаючи корозійному й ерозійному зношенню колони обсадних труб при видобуванні нафти, яка містить воду та пісок, регулювання режиму роботи фонтанної свердловини, запобігання утворенню на вибої стовпа води чи піщаної пробки, заглушення свердловини закачуванням рідини, промивання свердловини й обробки привибійної зони пласта із застосуванням різних методів впливу; захисту обсадної колони від високого тиску, що виникає при обробленні свердловин.

Для обладнання фонтанних свердловин застосовують безшовні, тобто цільнотягнуті НКТ діаметром 38, 50, 62, 73, 89, 102 і 114 мм із товщиною стінок від 4 до 7 мм, довжиною 5,5 – 10 м (у середньому 8м). Труби виготовляють із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М із високими механічними властивостями.

НКТ випускають двох типів: із висадженими назовні кінцями  і гладкі (однакового розміру по всій довжині) (рис. 4.2). Гладкі труби  нерівноміцні: міцність їх у нарізній частині становить 80 – 85 % міцності ненарізної частини. У труб із висадженими назовні кінцями міцність у нарізній частині дорівнює міцності тіла труб у гладкому місці.

Фонтанна арматура застосовується для герметизації гирла свердловини, направлення руху газорідинної суміші у викидну лінію, регулювання  і контролю режиму роботи свердловини утворенням протитиску на вибої.

Фонтанну арматуру збирають із різних фланцевих трійників, хрестовиків  та запірних пристроїв (засувок чи кранів), які з'єднуються між собою за допомогою болтів. Герметизують з'єднання  металевим кільцем з овальним поперечним перерізом, яке вставляють у канавки на фланцях, а потім стягують болтами.

Фонтанна арматура складається  з трубної головки і фонтанної  ялинки. Трубну головку встановлюють на колонну головку. Вона призначена для підвішення фонтанних труб і герметизації кільцевого простору між фонтанними трубами й експлуатаційною колоною, а також для проведення різних технологічних процесів, пов'язаних з освоєнням і промивкою свердловини, видаленням відкладень парафіну з фонтанних труб, піску з вибою та ін.

 

Рисунок 4.2 - Насосно-компресорні труби і муфта

Труби: а – з висадженими  кінцями; б – гладкостінні; в – з'єднуюча муфта

 

Трубна головка (рис. 4.3) складається  з хрестовика 1, трійника 3 та перевідної котушки 5. Трійник установлюють при  обладнанні свердловин дворядним підйомником. При цьому перший ряд труб кріпиться до перевідної котушки за допомогою перевідної втулки 4, а другий ряд труб – за допомогою перевідної втулки 2. При обладнанні свердловин лише одним рядом фонтанних труб трійник на арматурі не встановлюють.

На хрестовику та трійнику трубної головки ставлять запірні  засувки 12, які призначені для з'єднання  технологічного обладнання міжтрубним чи кільцевим простором, а також  для їх герметизації.

Фонтанна ялинка встановлюється на трубну головку. Вона призначена для направлення продукції свердловин у викидні лінії, регулювання відбору рідини та газу, проведення різних дослідницьких і ремонтних робіт, а також за необхідності для закриття свердловини.

Фонтанна ялинка складається  із трійників 13, центральної засувки 6, буферної засувки 14, засувок 7 на викидних лініях для переведення роботи свердловини на одну з них. Буферна засувка 14 призначена для перекриття та установки лубрикатора, який застосовується для спуску в свердловину скребків, різних свердловинних вимірювальних приладів під тиском, не спиняючи роботу фонтанної свердловини. При експлуатації свердловини на буферну засувку встановлюють буферну заглушку 9 з манометром 10.

Усі засувки  фонтанної ялинки, крім засувок на одній із викидних ліній, при роботі свердловини повинні бути відкриті. Центральну засувку 6 закривають лише в аварійних випадках, направляючи рідину через міжтрубний простір у викидні лінії трубної головки.

При роботі свердловини  газорідинну суміш із підйомних  труб через відкриту центральну засувку направляють в один із викидів і далі по викидному трубопроводу в групові сепараційні замірні установки. Для регулювання режимів роботи фонтанних свердловин створенням протитиску на вибої на викидах фонтанної ялинки встановлюють різної конструкції штуцери 8, які являють собою втулки з каліброваними отворами від 1,5 до 20 мм.

Штуцери випускаються дискового чи втулкового типів. Штуцери  дискового типу застосовують на свердловинах, що працюють із піском. Для продовження  термінів дії втулкові штуцери виготовляють із високоміцних сплавів – побідиту, самоколу, кераміки, термокорунду або зносостійкої пластики.

Фонтанну арматуру розрізняють між собою за міцністю та конструктивними ознаками: за робочим  чи пробним тиском, розміром прохідного перерізу стовбура, конструкцією фонтанної ялинки і кількістю рядів фонтанних труб, що спускаються в свердловину, виду запірних пристроїв.