отчет по практике. Отчет по производственной практике, технологическая. Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

• Название: Отчет по производственной практике, технологическая. Направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
• Анкор: отчет по практике
• Дата: 03.12.2022
• Размер: 1.8 Mb.
• Имя файла: OPB-21_03_01-31_Otchetpopraktike_ZagrebinaLD.docx
• Тип: Отчет; #826248
• страница: 4 из 13

Показатели разработки залежи.

Промышленная нефтеносность Якшур-Бодьинского месторождения связана с турнейскими отложениями нижнего карбона (Ct-I, Ct-II, Ct-III). Месторождение открыто в 1978 г., введено в промышленную разработку в 1985 г. До 2014 г. Эксплуатация осуществлялась на естественном режиме, в феврале 2014 г. Введена система поддержания пластового давления переводом под закачку CКВ. 9.

На 01.01.2015 г. В действующем добывающем фонде числится 15 скважин, в действующем нагнетательном – 1 скважина.

Средний дебит по нефти составляет 10,3 т/сут, по жидкости – 91,2 т/сут. По дебитам нефти фонд скважин распределяется следующим образом: восемь скважин (53,3 %) эксплуатируются с дебитом до 5 т/сут, три скважины (20,0 %) эксплуатируются с дебитом от 5 до 10 т/сут, три скважины (20,0%) – с дебитом от 10 до 59 т/сут и ещё одна скважина эксплуатируется с дебитом более 59 т/сут.

По дебитам жидкости фонд скважин распределяется следующим образом: пять скважин (33,3 %) эксплуатируются с дебитом до 15 т/сут, пять скважин (33,3 %) эксплуатируются с дебитом от 15 до 70 т/сут, три скважины (20,0 %) – с дебитом от 70 до 150 т/сут, две скважины (13,4 %) – с дебитом более 150 т/сут (20,0%). Обводненность до 10 % зафиксирована в одной скважине, от 10 до 50 % в двух скважинах, от 50 до 90 % в пяти скважинах и свыше 90 % обводненность зафиксирована в семи скважинах. Текущая обводненность добываемой продукции по турнейскому объекту составляет 88,7 %.

Под закачкой находится одна скважина (CКВ. 9). Накопленная закачка на 01.01.2015 г. Составила 119,264 тыс. м3, приемистость за декабрь 2014г. – 403 м3/сут.

Максимальным накопленным отбором нефти за весь период разработки характеризуется CКВ. 7 (464,978 тыс. т), введенная в разработку 1988 г., минимальный накопленный отбор приходится на CКВ. 718 (0,327 тыс. т). Средний отбор нефти на одну скважину, принимавшую участие в добыче, составляет 116,63 тыс. т. Скважин, отобравших за период работы менее 10 тыс. т, 16 % фонда или три скважины; 53 % фонда (десять скважины) добыли от 10 до 100 тыс. т и шесть скважин или 31 % фонда характеризуются накопленной добычей более 100 тыс. т.

Добыча жидкости ведется механизированным способом с применением насосов типа ТНМ и ЭЦН.[1]

6. Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН). Скважинные штанговые насосы и их элементы.

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях (рис.3).



Рис.3. Схема УШГН.

1 – станция управления; 2 – балансир; 3 – головка балансира; 4 – стойка; 5 – шатун; 6 – кривошип; 7 – редуктор; 8 – приво­дной двигатель; 9 – тор­моз; 10 – противовесы;11 – металлическая рама;12 – бетонный фунда­мент; 13 – канатная под­веска; 14 – траверсы; 15- полированный шток; 16 – устьевая арматура;17 – колонна штанг; 18 –колонна НКТ; 19 – плун­жер насоса; 20 – на­гнетательный клапан; 21- всасывающий клапан; 22-цилиндр насоса; 23 –хвостовик.

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Штанговые (глубинные) насосы по конструкции и способу установ­ки разделяются на две основные группы: невставные и вставные. В каждой из этих групп насосы изготовляют различных типов, отличающихся конструктивными особен­ностями, габаритами, устройством плунжера.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр—на насосных трубах, а плунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами—на штангах.

Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.

Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают его на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и за­крепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно на скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко.[3]



Рис.4. Станок –качалка Якшур-Бодьинского месторождения.

На Якшур-Бодьинском месторождении 6 скважин, оборудованных штанговым глубинным насосом, что составляет 1/3 от числа всех скважин.