2 Техническая часть

2.1 История разработки месторождения

Павловское месторождение открыто в 1956 году. В опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку – в мае 1962 года.

Впервые запасы нефти подсчитывались по состоянию на 1.07.1959 года тематической партией ГПК треста «Пермнефтеразведки» и утверждены протоколом ГКЗ № 2979 от 25.02.60 г. в объеме 41586 тыс. т. балансовые, 25070 тыс. т. – извлекаемые.

Первым технологическим документом на разработку месторождения явилась технологическая схема, составленная Камским отделением ВНИГНИ в 1960 г. Она предусматривала введение в промышленную эксплуатацию одного объекта разработки – залежи нефти яснополянского надгоризонта, которая состояла из четырех пластов: Бб₁, Бб₂, Тл_2а, Тл_2б; и дальнейшую разведку и опытную эксплуатацию пластов Бш и Т. Планировалось разрезание залежи тремя рядами нагнетательных скважин на четыре блока и законтурное заводнение. Намечалось пробурить 124 добывающих, 38 нагнетательных и 45 резервных скважин. В целях доразведки пласта Т намечалось все скважины бурить со вскрытием турнейских отложений.

Разбуривание месторождения началось в 1960 году в соответствии с технологической схемой. Закачка воды на пласты Тл + Бб начата в 1964 году.

В 1965 г. Пермским филиалом (ПФ) института «Гипровостокнефть» была выполнена работа «Разработка геологических основ и составление технологической схемы разработки Павловского месторождения», в которой с учетом новых представлений о геологическом строении уточнены проектные показатели разработки.

К 1967 г. весь первоначально намеченный фонд скважин был пробурен, но пласты Бш и Т остались недоразведанными. Залежь пласта Т была вскрыта 115 скважинами, а опробована лишь в 13, в опытной эксплуатации находилось семь скважин. Залежь пласта Бш была вскрыта в 141 скважине, опробована в 17, в пробной эксплуатации находилось семь скважин.

В1967 г. ПФ института «Гипровостокнефть» составил технологическую схему разработки залежей нефти среднего карбона и турнейского яруса и представил ее на рассмотрение Центральной комиссии по разработке. Протоколом № 166 от 25.03.68 г. эта схема была отклонена в связи с недостаточной обоснованностью исходных данных для проектирования, рекомендовано продолжить работы по изучению этих пластов.

В 1968 г. начата опытная закачка воды в пласт Т (она продолжалась до 1976 г) и в пласт Бш (в период 1968 – 1971 гг.).

В 1968 г. ПФ института Гипровостокнефть составил «Проект разработки Павловского месторождения». Эту работу рассматривали как проект разработки для залежи пластов Тл + Бб и как технологическую схему для пластов Бш и Т. Протоколом ЦКР № 236 от 8.04.1969 г. утверждено: для пластов Тл + Бб создание дополнительных линий и очагов нагнетания и бурение 12 добывающих скважин.

На Барановском куполе утверждена система одновременно–раздельной эксплуатации пластов Тл + Бб и Т пятнадцатью добывающими скважинами и площадное заводнение через 8 нагнетательных скважин.

Разработку пластов Бш и Т решено осуществлять единой сеткой скважин 600600 м с помощью оборудования ОРЭ в пределах нефтенасыщенных толщин не менее 10 м с бурением к существующим 22 скважинам дополнительно 84 добывающих и 39 нагнетательных скважин (для внутриконтурного заводнения).

В 1970 г. институтом ПермНИПИнефть сделана работа «Обоснование рекомендаций по уменьшению темпа падения добычи нефти по Павловскому месторождению». В этой работе институтом учтено фактическое состояние обустройства и разработки, а также реальные возможности перевода скважин под нагнетание и бурение добывающих скважин.

На основании этой работы геологическое управление Миннефтепрома протоколом от 6.01.71 г. скорректировало уровни добычи по залежи пластов Тл + Бб при бурении 41 добывающей и пять нагнетательных скважин с переводом 16 существующих скважин под закачку.

В 1973 г. институтом ПермНИПИнефть выполнен «Анализ разработки яснополянской залежи Павловского месторождения». В работе сделан анализ разработки по блокам и пластам. На основании этой работы протоколом техсовета объединения Пермнефть от 28.02.1974 г. утверждено усовершенствование системы заводнения пластов Тл+Бб (перевод под нагнетание 13 скважин и бурение 17 резервных скважин).

К 1978 г. решения проекта разработки по разбуриванию залежей пластов Бш и Т, так же как и рекомендации по бурению резервных скважин на залежь пластов Тл + Бб, выполнены не были. Бурение скважин не велось.

В 1978г. институтом ПермНИПИнефть составлена «Уточненная технологическая схема разработки Павловского месторождения». Протоколом № 746 от 28.06.78 г. ЦКР утвердила выделение трех самостоятельных объектов разработки: пласт Т, пласты Тл+Бб, пласт Бш. Для залежей пластов Т и Бш утверждена семиточечная обращенная система с площадным заводнением с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение скважин на пласт Бш: 230 добывающих, 82 нагнетательных, 50 резервных; на пласт Т: 173 добывающих, 71 нагнетательная, 50 резервных, шесть оценочных, уточнен коэффициент нефтеизвлечения для пласта Бш.

По залежи пластов Тл + Бб утверждались мероприятия по регулированию выработки запасов нефти с прекращением закачки на отдельных участках и с бурением дополнительно 41 добывающей, восемь нагнетательных и семь оценочных скважин.

Рекомендовано в период 1979 – 1981 гг. пробурить оценочные скважины и после этого уточнить запасы нефти.

Утвержденные рекомендации уточненной техсхемы выполнены не были. Бурение на месторождении не велось. Оно было возобновлено только в 1985 г.

В 1987 г. институтом ПермНИПИнефть совместно с геологической службой управления Пермнефтегаз составлен «Проект опытно–промышленной эксплуатации верейской газовой залежи Павловского месторождения». Основные положения этого проекта утверждены протоколом техсовета объединения Пермнефть от 25. 01. 1988 г., где решено ввести газовую залежь пласта В₃В₄ в опытно–промышленную эксплуатацию, пробурив 24 добывающих и пять резервных скважин. Срок ОПЗ – пять лет с момента ввода в эксплуатацию. Бурение скважин планировалось осуществить в течение 1988 – 1991 гг.

С 1985 г. скважины бурились, в основном, на пласт Т. Объемы бурения были ниже, чем планировалось. К 1989 г. на залежь пласта Т было пробурено 46 проектных скважин, что позволило уточнить представление о геологическом строении залежи и подход к системе разработки залежи.

При проведении авторского надзора институтом ПермНИПИнефть в 1988 г. уточнена схема разработки пласта Бб (Барановский купол) и Т, а в 1989 г. составлена работа «Дополнение и уточнение по организации системы заводнения на залежи пласта Т Павловского месторождения», где пересмотрены решения техсхемы по организации заводнения, уточнено местоположение нагнетательных скважин.

В 1990 г. в рамках авторского надзора институт ПермНИПИнефть провел работу «Анализ обводнения добывающих скважин пласта Бш Павловского месторождения», где обобщены гидродинамические исследования, проведен анализ работы добывающих скважин, уточнено положение ВНК и ГНК в пласте.

В 2004г. был проведен авторский надзор институтом ПермНИПИнефть. Целью данного авторского надзора являлось уточнение прогноза показателей разработки и возможности достижения утвержденного КИН с учетом последних изменений геологического строения, запасов нефти и газа и текущего состояния разработки.

По состоянию на 1.01.2004 г. на месторождении пробурено 705 скважин. Накопленная добыча нефти составила 31599.3 тыс. т, жидкости – 95626.6 тыс. т, свободного газа – 660.3 млн. м³. С начала разработки закачка воды составила – 131005.4 тыс. м³,

На площади месторождения выделено семь поднятий–куполов: Улыкское, Павловское, Южно–Павловское, Барановское, Григорьевское, Деткинское, Березовское.

2.2 Анализ графика разработки

По графику разработки первая стадия (с 1959 по 1967г.г.) характеризуется, постепенным ростом объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует.

Закачка воды началась в 1964 году.

В начальной стадии разработки действующий добывающий фонд скважин составлял 113 скв., действующий нагнетательный фонд скважин составлял 11скв.

Второй период разработки (с 1968 по 1976г.г.) характеризуется стабилизацией добычи.

В 1968 году действующий добывающий фонд скважин составлял 121скв., действующий нагнетательный фонд скважин составлял 13 скважины.

В 1971 году достигнута максимальная добыча нефти 1748 т.тонн действующий добывающий фонд скважин составлял 115 скв., нагнетательный фонд скважин 25скважины.

Конец второй стадии разработки характеризуется тем что, увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объем добычи нефти и её уровень начинает снижаться. Обводненность нефти достигает более 50%. Действующий добывающий фонд скважин составляет 96 скв., нагнетательный фонд скважин 34 скважины.

Третий период разработки (с 1977 по 1982 г.г.) характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Обводненность достигает более 80%. Все скважины работают на механизированных способах добычи.

Действующий добывающий фонд скважин составляет 100 скв., нагнетательный фонд скважин 30 скважины. К концу третей стадии действующий добывающий фонд скважин составляет 113скв., нагнетательный фонд скважин 26 скважины.

Четвертый этап разработки (с 1983 по настоящее время) характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами нефти. Обводненность достигает более 87%.

Действующий добывающий фонд скважин составляет 113 скв., нагнетательный фонд скважин 29 скважины.

Максимальное количество действующих нагнетательных скважин приходится на 1994 год 372 скв., максимальное количество нагнетательных скважин приходиться на 2004 и 2009 годах по 84 скважины.

Добыча нефти за 2009 год по Павловскому месторождению составило 422 тыс. т., средний дебит нефти 4,8 т/сут., обводненность64,1% действующий фонд добывающих скважин –277 , нагнетательных– 84скважины.

Рисунок – 3 График разработки Павловского месторождения

2.3 Распределение механизированного фонда скважин

Весь добывающий фонд скважин Павловского месторождения механизирован.

Все добывающие скважины (рисунок 4), пробуренные на Павловском месторождения, эксплуатируются насосным способом, с помощью штанговых насосных установок– 86%, электроцентробежных насосов –10%,а так же штанговых винтовых насосов –4%.

Рисунок 4 – Распределение добывающих скважин по способам эксплуатации

Таблица 4 –Распределение механизированного фонда скважин по пластам

Пласт	УСШН	УЭЦН	УШВН
Бш	69	−	−
Тл–Бб	46	22	3
Т	105	2	6
Тл–Бб–Т	19	3	2
Всего	239	27	11

Вывод: исходя из данных таблицы 4, видно, что большую часть фонда составляют скважины, оборудованные УШГН.

2.4 Характеристика используемого оборудования

Штанговые насосные установки предназначены для подъема жидкости из скважины на поверхность.

На долю штангового насосного способа в нашей стране приходится 70% действующего фонда скважин, которые обеспечивают до 30% общего объема добычи нефти.

В зависимости от глубины залегания продуктивного пласта и коэффициента продуктивности скважины подача штанговых насосных установок изменяется от нескольких десятков килограммов до 200 и более в сутки.

Глубинная насосная установка состоит из насоса, находящегося в скважине и станка–качалки, установленного на поверхности у устья скважины.

Станок–качалка состоит из следующих основных узлов: рамы с подставкой под редуктор и поворотные салазки, стойки, балансира с головкой и противовесами, опоры балансира, траверсы, опоры траверсы, двухшатунов, двух кривошипов с противовесами, редуктора, тормоза, клиноременной передачи, электродвигателя, подвески устьевого штока с канатом, ограждения кривошипно–шатунного механизма.

Плунжерный насос приводится в действие от станка–качалки, где вращательное, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно–шатунного механизма и балансира преобразуется в возвратно–поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг.

При движении плунжера вверх под ним снижается давление и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг.

Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно–компрессорных труб, а плунжер подвешен на колонне штанг самая верхняя штанга соединена с головкой балансира станка–качалки гибкой подвеской.

Колонна насосно–компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, закачивается на устье тройником. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство, предназначенное для предотвращения утечки жидкости вдоль движущегося сальникового штока, а в средней части – боковой отвод, по которому жидкость из скважины направляется в выкидную линию.

В механизме станка–качалки вращение вала электродвигателя через помощи кривошипов и шатунов преобразуется в качательное движение балансира.

Рисунок 5– Схема станка – качалки

Известны различные конструкции ШСН.

Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 м³/сут при глубине подвески насоса до 3500м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы.

Цилиндр не вставного (трубного) скважинного насоса (рисунок 6) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах.

Чтобы не повредить плунжер при спуске. Его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

В верхней части плунжера насоса НСН1 размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщёнными шпильками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом колонны штанг от 1 до 2 оборота против часовой стрелки добиваемся того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплением цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, т.е. цилиндр разгружен. Максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насосами нсн1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200(1500) до 2200м.

1 – цилиндр; 2 – шток; 3 – клетка плунжера; 4 – плунжер; 5 –нагнетательный клапан; 6 – шток ловителя; 7 – всасывающий клапан;

8 – седло конуса.

Рисунок 6 – Насос невставной

Вставной скважинный насос (рисунок 7) в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре,котороя предварительно спускается в НКТ (замковые опоры изготавливают с пружинными или малогабаритными якорями). Поэтому НСВ скважинах с небольшим дебитом при небольших глубинах спуска.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввёрнут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный – плунжера. Для повышения надёжности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло – шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500м, то для насосов НСВ2 она составляет

от 2500 до 3000 м.

1 – замок; 2 – шток; 3 – упор; 4 – контргайка; 5 – клетка плунжера; 6 – цилиндр; 7 – плунжер; 8 – нагнетательный клапан; 9 – всасывающий клапан.

Рисунок 7 – Насос вставной

Для эксплуатации скважин при наличии осложнённых условий разработаны насосы специальных типов или исполнении. При откачке жидкости с объемным содержанием песка до 0,2% более надёжен насос исполнения НСВ1П, имеющий отличие от насоса НСВ1 одинарные клапаны с седлами из твердого сплава ВК6–В. Для откачки жидкости с объемным содержанием песка более 0,2% предназначен насос исполнения НСН2Т с использованием трубчатых штанг (откачиваемая жидкость из плунжера поступает в полые штанги и по ним поднимается на поверхность). Для эксплуатации скважин обводнённых (более 99%) и с значительным пескопроявлением (более 0,2%) разработаны насосы исполнения НСВ1В и НСВ2В. В них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделения нефти из закачиваемой жидкости и смазки ею трущихся поверхностей предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых (верхний) является рабочим, а другой создаёт дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз. Насос НСВГ в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего цилиндра имеет еще один всасывающий клапан, что создаёт дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости. При ходе плунжеров вверх заполняется объем нижнего цилиндра и в кольцевом пространстве дожимается газированная жидкость. При ходе вниз часть жидкости из нижнего цилиндра перетекает в подъемные трубы, а часть заполняет при объемном содержании свободного газа на приёме не более 25%, а для остальных конструкций объемное допустимое содержание свободного газа не должно превышать 10%. Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера. Это достигнуто особой его конструкцией–наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного устройства. Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из коротких стальных или чугунных втулок в кожухе) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы.

В зависимости от содержания механических примесей в откачиваемой жидкости применяют гладкие или с кольцевыми канавками на наружной поверхности плунжеры. Насосы изготавливают четырёх групп посадок (0; 1; 2; 3) с зазором между плунжером и цилиндром соответственно не более 0,045; от 0,02 до 0,07; от 0,07 до 0,12;от 0,12 до0,17 мм. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ – от 28 до 55 мм и от 1,2 до 6 м, а для НСН– от 28 до 93 мм и от 0,6 до 4,5 м. В целом отечественная промышленность выпускает широкого ассортимента насосное оборудование для добычи нефти в разнообразных условиях.

При непрерывной работе насоса уровень жидкости насосно–компрессорных трубах повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию.

Насосные штанги: предназначены для передачи движения от станка–качалкик плунжеру глубинного насоса. Они представляют собой стальные стержни крупного сечения. Изгатавливаются диаметром 16; 19; 22; 25;32 мм. Средняя длина штанги 8 метров.

Для подвески насосных труб направления продукции скважины выкидную линию, герметизации устья, а также обеспечения отбора газа из–за трубного пространства на устье скважины устанавливают специальное оборудование.

Устьевое оборудование глубинной скважины состоит из план–шайбы и тройника сальника.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

На выкидной и газоотводящей линиях устанавливают задвижки и обратные клапаны, обеспечивающие контроль за движением продукции и исключающие возможность перетекания жидкости из выходных линий в скважину.