Общая характеристика ТПП "Когалымнефтегаз"

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.

Рисунок 3. Скважинный электронагреватель: 1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис. 5.10). Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.

В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку. Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м.При тепловой обработке ПЗС иногда используются передвижные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях. ППУ - это прямоточный паровой котел небольшой производительности, установленный на шасси грузового автомобиля. Производительность такой установки 1 т/ч пара при давлении до 10 МПа. Температура уходящего пара до 310 °С. Вследствие малой пропзводнтельностн для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя и дает технологический эффект, но в конечном счете экономически не оправдывается.6.Экспрес-методы исследования скважин.

Исследование скважин изохронным методом проводится с обязательным восстановлением давления между режимами. Для пластов с низкими коллекторскими свойствами, когда восстановление давления после каждого режима требует от нескольких часов до нескольких суток, исследование скважины на 5 режимах продолжается несколько дней. Поэтому предложен экспресс-метод, значительно сокращающий продолжительность процесса исследования скважин. Характер изменения давления при исследовании скважин экспресс-методом показан на рисунке №4

Рисунок 4. Характер изменения давления в процессе исследования скважины экспресс-методом.2, 4, 6, 8, 10 и 12 - точки замера давления, температуры и дебита скважины; - время для полного восстановления давления перед началом исследования экспресс методом;- время необходимое для частичного восстановления давления после каждого режима;- продолжительность работы скважины на каждом режиме, максимальное значение которого равномин.

Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс-метода имеет вид:

Если скважина перед исследованием экспресс-методом значительное время продувалась, а затем закрывалась на непродолжительное время, в течение которого пластовое давление не полностью восстановилось, то при этом полученная зависимость от Qi, будет отсекать на оси ординат отрезок, равный:

Обработка результатов испытания в координатах илиотQi(tp) позволяет определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений а(tр) и b. Как видно из формулы (4.60), результаты испытания экспресс-методом обрабатываются только при известном коэффициенте в, как тангенс угла наклона КВД, обработанной в координатах Рз2(t) от lg t. Это означает, что для обработки результатов испытания этим методом требуется снять хотя бы одну КВД.

Преимущество экспресс-метода заключается в том, что он доводит практически до минимума продолжительность испытания скважин. Так, например, если продолжительность процессов полной стабилизации давления и дебита и полное восстановление давления после каждого режима равняются 10 ч, то при 5 режимах на испытание скважины экспресс-методом требуется всего 5 ч, из которых 2,5 ч расходуется на остановки между режимами и 2,5 ч - на продувку на 5 режимах. В принципе экспресс-метод может быть использован на всех месторождениях, с длительной стабилизацией давления и дебита на режимах и восстановления давления между режимами. Однако при этом слагаемое в формуле (4.60) вСi(tр) может оказаться больше, чем слагаемое Р2пл-P2з.i(tр). Тогда результаты испытания экспресс-методом не поддаются обработке.

Заключение

В заключении следует отметить, что Приобское месторождение является одним из самых крупных нефтяных месторождений России и занимает 3 место в стране и 14 место в мире по величине запасов.

Накопленная добыча «Газпромнефть-Хантос» с начала промышленной эксплуатации Южно-Приобского месторождения превышает 100 млн тонн н. э. На сегодняшний день Южно-Приобское месторождение - ключевой актив «Газпром нефти», одно из самых перспективных месторождений компании, оно обеспечивает более 80% от всей добычи «Газпромнефть-Хантоса».

ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ», дочернее общество ПАО «ЛУКойл», добыло 400 миллионную тонну нефти на разрабатываемой предприятием части Приобского месторождения с начала его промышленной эксплуатации.

В 2016 г. в пределах разрабатываемого ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» лицензионного участка оно обеспечило 5% от всей добычи нефти в стране, за первые пять месяцев 2017 года добыто более 10 млн тонн нефти. Разработку ведут шесть цехов по добыче нефти и газа. Здесь применяются передовые технологии строительства горизонтально-направленных скважин, проводятся операции многостадийного ГРП, которые позволяют получать дебиты нефти до более 200 т/сут, операции по зарезке боковых стволов. В 2016 году введено более 670 новых скважин, проведено более 2000 геолого-технических мероприятий при разработке эксплуатационного фонда скважин.

В Результате прохождения производственной практики изучил основные блоки и агрегаты буровой установки, их функции и назначение. Погружной электродвигатель, конструкцию, назначение, технические характеристики. Перфорацию, назначение, виды. Порядок проведения перфорации. Тепловую обработка призабойной зоны скважины. Экспресс-методы исследования скважин.

Список использованных источников

перфорация нефтяной месторождение

1. Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б., Межлумов А.О., Мороз Е.П. "Буровое оборудование". Справочник в 2-х томах. Том I. - М.: Недра 2000

2.Беляева В.Я., Мазура И.И., Шапиро В.Д. Нефтегазовое строительство. - Учебное пособие для студентов вузов. - М.: Издательство «ОМЕГА-Л»., 2014. - 774 с.

3.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Издательский центр «Академия»., 2013.-352 с.

4.Коршак А.А., Шамазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО «ДизайнполиграфСервис», 2001. - 544 с.

5.Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- Волгоград: Ин-фолио, 2015. - 352 с.

6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник / Под ред. И.П. Чоловского. - М.: Недра, 1989. - 376 с.

7.Данные из проектных документаций: “Анализ разработки Приобского месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 12.02.2004 N41).

8.Отчеты и пояснительные записки отделов НГДУ «ЮН» за 2010-2014г. Нефтеюганск.

9.Технико-экономические показатели НГДУ”ЮН” за 1991, 1993, 1995г.г.

10. Геология Приобского месторождения // Геология, геофизика. [Электронный ресурс]. Режим доступа:http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka.

Размещено на Allbest.ru