CC BY
67Рис. 4. Стружкообразование в процессе токарной обработки (а) - стружка ломается в процессе резки сама; (б) - стружка ломается от соприкосновения с инструментом; (в) - стружка ломается от соприкосновения с деталью
Литература
1. Пестрецов С. И. «Компьютерное моделирование и оптимизация процессов резания» - Уч. пособие для вузов - М. Машиностроение. 2008. С. 342.
2. Хавина И. П., Лимаренко В. В. «Оптимизация параметров процесса механообработки деталей». - М. Машиностроение. 2000. С. 864.
3. Грубый С. В. «Оптимизация процесса механической обработки и управление режимными параметрами» - М. Машиностроение. 2014. С. 422.
4. Sandvik Coromant. «Общие процессы точения» - Цифровая библиотека - 2015. С. 18.
Анализ показателей разработки объекта Вынгапуровского
месторождения Хуснутдинов А. Ф.1, Мамчистова Е. И.2
'Хуснутдинов Айдар Фаритович / Khusnutdinov Aydar Faritovich - магистр;
2Мамчистова Елена Ивановна /Mamchistova Elena Ivanovna - доцент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Институт геологии и нефтегазодобычи, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Аннотация: в статье анализируются показатели разработки Вынгапуровского месторождения. Представлен эксплуатационный фонд (нефтяной) Вынгапуровского месторождения.
Ключевые слова: разработка, месторождение, анализ, показатели, объект, характеристика.
Месторождение открыто в 1968 году как газовое. С 1978 года в сеноманских отложениях разрабатывается крупная газовая залежь с начальными балансовыми запасами газа, равными 291 млрд. мЗ. В процессе дальнейших разведочных работ в
12
ниже залегающих отложениях юрского и нижнемелового возраста выявлена нефтегазоносность в пласте ЮВЬ ачимовской толще и пластах БВ6, БВ8 и БВ9.
Месторождение разрабатывается по лицензиям, выданным ОАО «Ноябрьскнефтегаз», Ямало-Ненецким автономным округом (лицензия СЛХ 00718 НЭ), на добычу нефти, газа и конденсата из залежей пластов групп БВ, Ю и геологическое изучение с последующей разработкой залежей меловых (без ПК-1) и юрских отложений, и Ханты-Мансийским автономным округом (лицензия ХМН 01479 НЭ) на добычу нефти и газа.
В 1982 году Вынгапуровское месторождение введено в разработку в соответствие с первой технологической схемой, выполненной СибНИИНП. Указанной технологической схемой предусматривалось:
а) разработка залежей пластов БВб и БВ§ девятиточечными системами заводнения с плотностью сетки 25га/скв;
б) проектные уровни добычи нефти - 4,91 млн.т/год, жидкости - 7,064 млн.т/год, закачки воды - 10,928 млн.м3/год;
в) общий фонд скважин - 2213 шт., из них добывающих - 1437 шт., нагнетательных - 476 шт., резервных - 300 шт.;
г) давление нагнетания - 140 кгс/см2;
д) основной способ механизированной эксплуатации скважин - периодический бескомпрессорный газлифт.
Разделение показателей по территориям округов не производилось.
На основе этого проектного документа ведется разработка месторождения до настоящего времени. Основные проектные решения технологической схемы:
- основные объекты разработки - БВ8осн, БВ6 и БВ8;
- разбуривание всех объектов по квадратной сетке 500 X 500;
- формирование площадной девяти точечной системы заводнения;
- выделение рентабельных и нерентабельных участков.
Фонд добывающих скважин по Вынгапуровскому месторождению в целом (на 1.01.2007 г.) составил: всего 1199 скважин, из них действующих 417, бездействующих 424 и в консервации 273. Коэффициент использования фонда составил - 0,49.
С 1992 по 1995 год произошло резкое снижение действующего низкодебитного (<10т/сут) и низкообводненного (<10 %) фонда скважин с 385 до 147 скв. Основная причина - нерентабельность его эксплуатации в связи с экономической нестабильностью в стране и в отрасли, недостаточное количество Российского технологического оборудования, основное производство которого было сконцентрировано в бывших союзных республиках (Украина, Азербайджан, Армения, Казахстан).
Краткий анализ технологических режимов работы фонда скважин.
Отмечается:
- снижение действующего фонда скважин с 430 шт. в 1997 году до 382 шт. в 1999 году и увеличение действующего фонда скважин в 2006 г. до 417 шт. (за счет бурения новых скважин и мероприятий с действующим и бездействующим фондом скважин);
- уменьшение количества скважин, находящихся в консервации, с 438 шт. в 1997 году до 273 шт. в 2006 году.
В 2006 году переходящий фонд увеличился на 7 скважин после сокращения в предыдущие годы. Средние дебиты нефти и жидкости скважин также увеличились на 0,7 и 0,6 т/сут., соответственно.
В таблице 1 представлен эксплуатационный фонд (нефтяной) Вынгапуровского месторождения за 2006-2007 годы.
Таблица 1. Эксплуатационный фонд (нефтяной) Вынгапуровского месторождения
за 2006-2007 годы
Фонд скважин Количество скважин
на 01.01.06 г. на 01.01.07 г.
Эксплуатационный фонд 879 875
Действующий фонд: 479 459
Дающие нефть: 442 409
а) Фонтан 88 62
б) УЭЦН 221 234
в) ШСНУ 111 106
г) ГПН 15 5
д) Плунжер-лифт 7 2
Простой: 37 50
а) Фонтан 9 7
б) УЭЦН 21 22
в) ШСНУ 4 18
г) ГПН 2 0
д) Плунжер-лифт 1 3
Бездействие: 393 411
а) Фонтан 131 123
б) УЭЦН 178 192
в) ШСНУ 58 79
г) ГПН 16 11
д) Плунжер-лифт 10 6
Освоение: 7 5
а) Фонтан 7 5
б) УЭЦН 0 0
в) ШСНУ 0 0
г) ГПН 0 0
д) Плунжер-лифт 0 0
Неработающий фонд 437 57
% неработающего фонда от эксплуатационного 49,7 75,0
Малодебитный фонд скважин с qж<10 т/сут. составляет 133 скв., причем практически все они малообводнены. Этот фонд работает, в основном, в оптимальном режиме. Однако следует отметить, что 20% скважин находится в бездействии после проведения на них ГРП и завершения эффекта. Большая доля бездействующего фонда стоит по причине слабого притока (это еще 196 скв. - кандидаты для вывода из б/д и интенсификации притока). Потенциал добычи значителен и оценивается ~ 5 т/сут на 1 скважину.
В 2006 году был проведен повторный ГРП на 4 скважинах пласта БВ8осн: 1729, 2657, 2647 и 1753, который не дал продолжительного эффекта (он был кратковременным, и через 2-4 месяца дебит жидкости снизился до первоначального). Это и является ограничением вторичного применения ГРП.
Высокодебитный фонд скважин ^ж>50 т/сут) составляет 51 скв., на высокообводненных скважинах (32 шт.) необходимо провести РИР по ограничению водопритока.
Планируется РИР по изоляции заколонных перетоков (в 53 скважинах) и РИР по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (в 50 скважинах).
Многие осложнения при выводе скважин из бездействия связаны с отсутствием циркуляции, превышением начального пластового давления и, как следствие, проблемами с глушением скважин.
На месторождении механизировано 82 % фонда. Основным способом эксплуатации скважин являются УЭЦН - 183 шт. (или 44 %), фонтан - 76 скв. (или 18,2 %), ШСНУ - 82 скв. (19,6 %), в периодическом режиме - 12 скв. (2,9 %), прочие способы эксплуатации - 64 скв. (15,3 %).
Основная часть действующего фонда имеет низкую обводненность: 167 скважин (40 %) работают с обводненностью менее 10 %. Высокообводнённый действующий фонд (обводненность >90%) по месторождению составляет 32 скв. (7,7 %).
Значительный фонд скважин находится в бездействии и консервации из-за высокой обводненности, парафино- и гидратообразований, а также по причине отсутствия притока в зонах с низкими ФЕС [1, с. 56].
Таким образом, основной проблемой на Вынгапуровском месторождении является большой бездействующий и консервационный фонд - 63 % эксплуатационного фонда.
- Основные причины бездействия скважин - отсутствие притока и циркуляции, достижение проектной обводненности.
- Наличие скважин с заколонными перетоками (53 шт.) и негерметичностью э/к (50 скв.), по которым необходимо проведение РИР.
- Основные осложнения при выводе скважин из бездействия - отсутствие циркуляции и превышение начального пластового давления.
- Фонд Вынгапуровского месторождения характеризуется низкими коэффициентом использования (0.49 д. ед) и коэффициентом эксплуатации (0,8 д. ед).
- Основная доля действующих скважин - среднедебитная и мало-обводнённая.
- Доля низкодебитного фонда - 32%.
На Вынгапуровском месторождении имеется большой потенциал в добыче как по действующему, так и по бездействующему и консервационному фонду, не достигшему проектной обводненности.
Проведенный анализ бездействующего и консервационного фонда показал, что 524 скважины не достигли обводненности 90%.
Ожидаемый дебит нефти после интенсификации слабоприточных скважин (231 шт.) составляет 7,7 т/сут.
Однако вывод большинства скважин из бездействия требует сложных ремонтов, одним из эффективных способов вовлечения трудно извлекаемых запасов нефти пласта БВ8 в разработку является ГРП [1, с. 78].
Для оценки потенциала необходимо формирование программы ГТМ по скважинам с оценкой ожидаемой добычи.
Литература
1. РД 39-0004-90. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных
узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного
оборудования. М.: Газпромнефть-Муравленко, 2011. С. 97.
2. РД-39-0148070-320-88. Руководство по применению технологии сепарации на
месторождениях с подгазовыми зонами. М.: Газпромнефть -Муравленко, 2012.
С. 128.
