Для своевременного выявления парафиноопасных скважин малодебитные скважины с незначительной обводненностью необходимо оборудовать термокарманами для замера устьевых температур.

Для борьбы с парафиноотложениями на месторождении используется традиционный механический метод (для скважин, оборудованных УЭЦН - ручными скребками-лебедками). Тепловой метод (обработки скважин горячей нефтью агрегатами депарафинизации АДПМ) применяется для обработок скважин, оборудованных УШГН.

Мероприятия по предупреждению гидратообразования и мехпримесей, по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования

Для предотвращения образования гидратных отложений в работающих скважинах рекомендуется проводить периодический подогрев лифтовых труб горячей нефтью.

Для ликвидации «глухих» гидратных пробок наиболее целесообразно использовать тюбинговую технику путем спуска гибкой трубы в колонну НКТ или в затрубное пространство, а также применять прожигание каким-либо прибором, спускаемым в скважину на кабеле.

Для защиты скважинного оборудования от коррозии рекомендуется применение ингибиторов коррозии методом закачки в затрубное пространство скважины.

Для комплексного подхода к уменьшению влияния коррозии, наряду с применением ингибиторов, рекомендуется использовать глубинно-насосное оборудование в износо- и коррозионностойком исполнении.

Для борьбы с мехпримесями рекомендуется применять фильтры, газопесочные якоря, шламоуловители, оборудование в износостойком исполнении.
3.2 Анализ технологической эффективности выполненных ГТМ

Для достижения проектных уровней добычи нефти в период 2005-2009 гг., было запланировано 1455 методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН), интенсификации и регулирования процесса разработки:

• 
  бурение боковых стволов – 7 скважин;
  
• 
  проведение ГРП – 136 скв.-опер.;
  
• 
  физико-химическое воздействие в нагнетательных скважинах – 347 скв.-опер.;
  
• 
  перфорационные методы – 208 скв.-опер.;
  
• 
  обработка призабойной зоны добывающих скважин – 336 скв.-опер.;
  
• 
  переводы на другой объект – 50 скв.-опер.;
  
• 
  ВИР и РИР - 200 скв.-опер.;
  
• 
  гидродинамические методы – 171 скв.-опер.
  

От проведения ГТМ планировалось получить 1149.0 тыс. т дополнительной годовой добычи нефти, в том числе за счет:

---

• 
  бурение боковых стволов – 22.3 тыс. т;
  
• 
  проведения гидравлического разрыва пласта – 224.3 тыс. т;
  
• 
  перфорационных методов – 143.8 тыс. т;
  
• 
  переводы на другой объект – 29.0 тыс. т;
  
• 
  программы по регулированию разработки (в целом) – 322.0 тыс. т, в т.ч.:
  

• 
  ВИР и РИР – 151.7 тыс. т;
  
• 
  ОПЗ скважин химическими и физизическими методами – 170.3 тыс. т;
  

• 
  физико-химического воздействия через нагнетательные скважины – 271.4 тыс. т;
  
• 
  гидродинамические методы – 136.2 тыс. т.
  

Всего на месторождении с 1.01.2005-1.01.2010 гг. проведено 1958 скважино-операции. К наиболее значимым мероприятиям относятся: бурение боковых стволов – 12 операций (0.6%), ГРП – 186 скважино-операций (9.5%) и оптимизацию режимов работы скважины – 398 скважинно-операции (20.3%).

К оставшимся относятся: перфорационные методы – 379 операции (19.4%), ФХВ через нагнетательные скважины – 378 скважинно-операции (19.3%), ОПЗ – 198 скважино-операции (10.1%), ремонтно-изоляционные работы – 108 скважино-операции (5.5%), переводы с объекта на объект – 81 скважино-операций (4.1%), гидродинамические методы - 172 скважино-операции (8.8%), ликвидация аварий - 25 скважино-операций (1.3%) и прочие ГТМ - 21 скважино-операций (1.1%).

Дополнительная переходящая добыча нефти от проведения ГТМ по годам за рассматриваемый период составила 4436.4 тыс. т., в том числе за счет:

• 
  бурения боковых стволов – 78.5 тыс. т;
  
• 
  гидравлического разрыва пласта – 2022.3 тыс. т;
  
• 
  перфорационных методов – 717.5 тыс. т;
  
• 
  программы по регулированию разработки (в целом) – 697.3 тыс. т, в т.ч.:
  

• 
  ВИР и РИР – 48.6 тыс. т;
  
• 
  оптимизация режимов работы скважин – 357.0 тыс. т;
  
• 
  ОПЗ – 291.7 тыс. т;
  

• 
  ФХВ через нагнетательные скважины – 519.8 тыс. т;
  
• 
  гидродинамические методы – 241.0 тыс. т;
  
• 
  переводы с других объектов – 140.9 тыс. т;
  
• 
  ликвидации аварий – 8.8 тыс. т;
  
• 
  прочие ГТМ – 10.3 тыс. т.
  

Таким образом, за 2005-2009 гг. в целом по месторождению утвержденные проектные решения выполняются в полном объеме. Однако наблюдается превышение по перфорационным методам (выполнено больше на 171 операцию); по переводам на другой объект больше на 31 скважино-операцию; по ГРП больше на 50 скважино-операций; по бурению боковых стволов больше на 5 скважино-операций и ФХ МУН на 31 операцию больше, чем запланировано. Также отмечается отставание от проектного объема выполнения работ по ремонтно-изоляционным работам и ОПЗ в количестве 92 и 138 скважино-операций соответственно.

Эффективность по нефти на долю проведенной скважино-операции по факту оказалась ниже ожидаемой по ФХ МУН – 680 т против 780 т ожидаемой, по мероприятиям ОПЗ – 310 т против 510 т ожидаемой, по ремонтно-изоляционным работам – 450 т. против 760 т. ожидаемой, по гидродинамическим методам - 730 т. на одну скважино-операцию против 800 т. ожидаемой и бурению боковых стволов – 1750 т. на одну скважинно-операцию против 3190 т. ожидаемой.

---

Расчетная часть

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти, КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.

Для проведения расчетной части было выбрано Южно-Ягунское месторождение.

По состоянию на 1.01.2010 г. накопленный отбор нефти по месторождению составил 129868 тыс. т. На Государственном балансе числятся начальные геологические запасы в количестве 491138 тыс. т.

Исходные данные:

V₁ = 129868 тыс. т;

V₂ = 491442 тыс. т.

Задачей расчетов является определение текущего (на момент 2010 г.) коэффициента извлечения нефти (КИН) Южно-Ягунского месторождения:

1) Коэффициент извлечения нефти рассчитывается по следующей формуле: ,

где V₁ - объем добытой нефти, тыс. т;

V₂ - начальные геологические запасы нефти, тыс. т.

2) Подставим в данную формулу числовые значения:


Заключение

Практика позволила закрепить знания, полученные во время учёбы в университете. Получены навыки в общественно-политической жизни трудового коллектива. Получены навыки в должности оператора по добыче нефти IV разряда.

В первом разделе данного отчета даны общие сведения о Южно-Ягунском месторождении, а также основные характеристики продукции месторождения и их запасы.

Во втором разделе рассмотрены данные о текущем состоянии разработки на момент 2010 года. В том числе данный раздел содержит информацию о факторах, осложняющих эксплуатацию скважин.

В третьем разделе приведены решения по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, а также проведен анализ технологической эффективности выполненных ГТМ.

При прохождении практики изучено нефтегазовое оборудование и технологические процессы при добыче нефти, её сборе и промысловой обработке и хранении на Южно-Ягунском месторождении.

Список литературы

---

1. Нефтеотдача. Википедия [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BE%D1%82%D0%B4%D0%B0%D1%87%D0%B0
Дата обращения: 26.08.2022.

2. Oilloot.ru [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/227-metody-uvelicheniya-nefteotdachi-mun-plastov
Дата обращения: 27.08.2022.

3. Практика ТПП Когалымнефтегаз. ЦИТС Южно-Ягунской группы месторождений.

---

Смотрите также файлы

• Методические указания к лабораторным работам для студентов всех специальностей и направлений подготовки.docx

• Решение 1.docx

• Задание Дайте общую логическую характеристику понятиям Вариант 1 дядя, национальность. Вариант 2 электромагнитные волны, свобода. Вариант 3 Кощей Бессмертный, инфляция.docx

• Сыныбы.docx

• Занятие для обуч а ющихся 5 7 классов по теме.docx