Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Геологическое строение Речицкого месторождения нефти

1.1 Общие сведения о Речицком месторождении

Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км. южнее районного центра г. Речица и 55 км. юго-западнее областного центра г. Гомеля. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель-Калинковичи-Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба». На прилегающей территории имеется сеть грунтовых дорог. Потребителями нефтепродуктов являются Василевичская электростанция, котельные промышленных предпритий, Белорусский газоперерабатывающий завод. Из других полезных ископаемых в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гранийно-галечные смеси, строительный камень).

Климат района умеренно-континентальный. Средняя температура января минус 6.9 С, июля плюс 18.6 С. Среднегодовое количество осадков составляет 720 мм. Преобладающее направление ветров западное, северо-западное, скорость ветра составляет в среднем 1.5 м/с. Глубина промерзания грунта 0.4-1.0 м.

Район приурочен к восточной части Полесской низменности, представляет слегка всхолмленную, заболоченную равнину с абсолютными отметками 123-136 м над уровнем моря.

Гидрографиеская сеть представлена р. Днепр и её притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоёмов. Реки имеют хорошо разработанные долины. Район густо населён, основное население - белорусы, 15-20%-русские, украинцы, евреи, поляки.

В городах развита машиностроительная, станкостроительная, металлообрабатывающая, лёгкая, химическая, пищевая промышленность.

Впервые Речицкое поднятие выявлено по поверхности соленосных и подсолевых отложений в 1949 г. Белорусской комплексной геофизической экспедицией.

Разведочные работы в пределах Речицкой площади начаты в 1961 г.-БКРБ производится бурение параметрической скважины 1 в сводовой части поднятия по кровле подсолевых отложений. Признаки нефтеносности обнаружены в керне евлановских, воронежских и пярнуских отложений. В 1962 г. в южной части Речицкого поднятия начато бурение поисковых скважин 2,3 и 4. В сентябре 1963 г. в скв. 2 впервые на Речицкой площади получен приток нефти из наровского горизонта. В 1964 г. были заложены глубокие поисковые скв. 5,6,7,8 и 9. В результате бурения были получены притоки нефти из межсолевых отложений в скв. 6. 1 мая 1965 г. Речицкое месторождение введено в пробную эксплуатацию. С 1967 г. месторождение находится в промышленной разработке.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

В геологическом строении Речицкого месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. По отношению к региональным соленосным отложениям осадочный разрез разделяется на ряд толщ:

подсолевая терригенная толща;

подсолевая карбонатная толща;

нижняя соленосная толща;

межсолевая толща;

галитовая и глинисто-галитовая верхне-соленосная толща;

надсолевая толща.

Породы кристалического фундамента представлены биотитовыми, гранатово-биотитовыми роговообманково-плагиоклазовыми гнейсами, гранитами и диоритами. Максимальная вскрытая толщина их составляет 51 м. в скважине номер 1.

Верхний протерозой сложен песчаниками кварц-полевошпатовыми разнозернистыми, прослоями переходящими в гравелиты. В центральной части месторождения отложения размыты. На остальной территории толщины их изменяются от 10 м. до 31 м.

Подсолевая терригенная толща включает в себя отложения верхнего протерозоя, которые представлены песчаниками, преимущественно светло-серыми, кварцевыми, слабосцементированными с редкой крупной галькой (толщина 10.4-33 м); отложения эйфельского яруса (витебский, пярнуский и наровский горизонты), которые сложены преимущественно песчаниками пестроцветными и серыми с прослоями глин и алевролитов (толщина 56-88 м); отложения живётского яруса (старооскольский горизонт), которые сложены в нижней части песчаниками и алевролитами с прослоями глин, в верхней части-преобладдание глинисто-алевролитовых пород (толщина от 20 до 87.5 м); отложения ланского горизонта (франский ярус девонсой системы), которые сложены в верхней части глинами с прослоями песчаников и алевролитов, в нижней-песчаники с тонкими прослоями глин (толщина 7.5-60.5 м).

Подсолевая карбонатная толща несогласно залегает на терригенной и включает саргаевский горизонт, который сложен доломитами, известняками и мергелями (толщина до 44 м); семилукский горизонт сложен известняками и доломитами (толщина 10-29 м); речицкий горизонт сложен глинистыми и глинисто-карбонатными (толщина в среднем 27 м); воронежский горизонт, который делится на стреличевские (глины и мергели) и птичские (карбонато-сульфатные породы) (толщина 60-108 м); евлановские отложения, представленные прослоями глинистых известняков, доломитов, карбонатных глин, сульфатно-карбонатных, мергельных, глинисто-карбонатных и глинисто-сульфатно-мергельных пород.

Солевая толща (ливенский горизонт) содержит каменную соль с прослоями известняков, доломитов, мергелей, глин, ангидритов (толщина 360 м).

Межсолевая толща сложена породами домановичского горизонта, который сложен мергелями (толщина 22.5 м); задонский горизонт рассмотрим более подробно. В разрезе задонского горизонта преобладают известняки, доломиты. Известняки серые, прослоями водорослевые, участками переходящие в доломиты. Встречаются прослои известняков глинистых. Доломиты серые, тонкозернистые, массивные, крепкие, кавернозные, пористые. Поверхности многочисленных стилолитовых швов покрыты чёрной плёнкой. Участками порода засолоненная. Встречаются значительные по толщине прослои мергелей тёмно-серых, тонкозернистых, слабоангидритизированных; отложениями елецкого горизонта: доломитами, мергелями, известняками; отложениями петриковского горизонта: известняками и мергелями (6-32 м).

Галитовая и глинисто-галитовая верхнесолевые толщи включают в себя отложения каменной соли с прослоями известняков, мергелей, ангидритов. Глинисто-галитовая толща отличается от галитовой значительно большим количеством прослоев несолевых пород (толщина 70-2096 м).

Девонские надсолевые (- полесские) представлены неравномерным переслаиванием глин буровато-серых, пестроцветных, карбонатных, участками аргиллитоподобных; мергелей доломитисто-известковых, коричневато-серых, плотных, песков, песчаников, алевро-песчаников кварцполевошпатовых на глинисто-карбонатном цементе.

Надсолевая толща сложена породами каменноугольной системы: глинами, алевролитами, песчаниками, гравелитами, кварцево-глауконитовыми песками, мергельно-меловыми породами (толщина 1100 м).

Нефтяные залежи Речицкого месторождения приурочены к отложениям задонско-петриковского, воронежского, семилукского, саргаевского, ланского старооскольского горизонтов и верхнего протерозоя.

Согласно описанию керна, шлифов и данных изучения вещественного состава пород продуктивная межсолевая толщи сложены, в основном, известняками и их разностями с подчинёнными прослоями доломитов, мергелей и глин. Карбонатность пород межсолевых отложений составляет 88.2%. Коллекторы представлены известняками и доломитами слабоглинистыми, пористо-кавернозными, трещиноватыми. Тип коллектора пород межсолевых отложений - каверново-порово-трещинный.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

Речицкое месторождение расположено в северо-восточной части Припятского прогиба - структурного элемента первого порядка, - являющегося составной северо-западной частью Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена.

В результате проведённого большого объёма геолого-геофизических исследований установлено, что Припятский прогиб представляет собой грабен с глубинами залегания фундамента о 2 до 6 км. Наибольшие глубины залегания фундамента отмечаются в северной и южной прибортовых зонах. В центральной части прогиба расположена приподнятая зона фундамента, ограниченная линейно вытянутыми выступами.

Глубинные краевые разломы ограничивают Припятский прогиб с севера и северо-востока от Белорусско-Литовского и Воронежского кристаллических массивов, а с юга - от Украинского кристаллического щита. На западе Припятский прогиб сочленяется с Полесской седловиной, а на юго-востоке через Лоевскую седловину сливается с Днепровско-Донецкой впадиной.

Субширотные региональные разломы, простирающиеся почти параллельно друг другу, рассекают фундамент на крупные блоки-ступени (структура второго порядка). По особенности строения и глубине залегания поверхности фундамента ступени объединяются в три крупные тектонические зоны: северную, центральную и южную. Северная зона характеризуется общим падением поверхности фундамента ступеней в северном направлении, южная зона - южным. Центральная зона объединяет ступени с северным и южным падением поверхности фундамента.

По характеру залегания пород осадочного чехла Припятского прогиба авторы тектонической схемы выделяют три структурных яруса:

нижний структурный ярус охватывает комплекс пород, залегающих между кристаллическим фундаментов и верхней соленосной толщей (лебедянский горизонт);

средний структурный ярус включает верхнюю соленосную толщу лебедянского горизонта, надсолевые данковские отложения и каменноугольные;

верхний структурный ярус - пермские, мезозойские и кайнозойские отложения.

Осадки нижнего структурного яруса унаследуют структурный план кристаллического фундамента. Поэтому ступени представляют собой тектонические элементы не только фундамента, но и нижнего структурного яруса осадочного чехла, контуры которых определяются субширотными региональными разломами.

В пределах ступеней в нижнем структурном ярусе выделяются неравномерно приподнятые и погружённые мелкие блоки (структуры 4 порядка), на которые разбиты ступени поперечными разрывными нарушениями. Отдельные группы мелких блоков по характеру залегания объединяются в крупные блоки - структуры третьего порядка.

Строение среднего структурного яруса в связи с проявлением соляной тектоники значительно отличается от нижележащего. Здесь развиты брахиантиклинальные реже антиклинальные поднятия, купола и связанные с ними погружения (структуры четвёртого порядка). Указанные поднятия редко встречаются изолированно. Как правило, они группируются в валы (структуры третьего порядка), приуроченные к поднятым участкам тектонических ступеней фундамента и нижнего структурного яруса. Наиболее чётко с максимально выраженной амплитудой валы отражаются по поверхности верхней соленосной толщи.

Рассмотрим более подробнее строение межсолевого комплекса пород, так как он относится к продуктивным горизонтам.

Строение межсолевых отложений лишь в общих чертах соответствует общему плану строения подсолей. Речицкая структура по межсолевым отложениям представляет собой антиклиналь запад-северо-западного простирания, разбитую поперечными нарушениями на три части: западную, центральную и восточную, которые соответствуют трём блокам по подсолевым отложениям - западному, центральному и восточному.

Характерной особенностью межсолевых отложений является их полное отсутствие в зоне, прилегающей к региональному разлому, а так же в пределах юго-восточной периклинали к востоку от скважины 74. Здесь соленосные отложения лебедянского горизонта ложатся на нижнюю соленосную толщу ливенского горизонта. Граница распространения межсолевых отложений протягивается параллельно региональному нарушению и прилегающему к нему поперечному сбросу УП.

Юго-западная часть центрального блока и северо-западная периклиналь складки являются областью минимального развития мощностей межсолевого комплекса пород; здесь мощности колеблются в пределах 138-210 метров. В направлении с северо-запада на юго-восток и с юго-запада на северо-восток мощности увеличиваются и наиболее погруженной части складки, вскрытой скважинами, достигают 850.3 (скв. 3) и 861.5 (скв. 21). Наблюдается общее уменьшение мощности межсолевого комплекса в сторону регионального разлома и связано не только с максимальным размывом кровли елецкого и задонского горизонтов в этом направлении, но и с послойным уменьшением мощностей по всему разрезу в пределах пачек. Это, несомненно, свидетельствует о росте структуры и о имевших место неоднократных повижках как положительного та и отрицательного знака в задонское и елецкое время.

1.4 Нефтегазоносность

Речицкое месторождение расположено в северо-восточной части Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления.

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами верхнего протерозоя, староскольского и ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (стреличевские слои), межсолевых (1-3; 4; 8 и 9 пачки) отложений.

Притоки пластовой нефти получены из архей-протерозойских, оресско-стрешинско-лебедянских, каменноугольных и полесских отложений.

Рассмотрим отдельные горизонты:

Верхний протерозой: вскрыт 9 скважинами, испытан только в скважинах номер 1 и 240. В первой получен приток пластовой воды, во второй - приток нефти. Дебиты жидкости составили 1.5 м³/сут и 38 м³/сут соответственно. По ГИС в скважине номер 240 выделен нефтенасыщенный пласт толщиной 18.4 м, со средневзвешенной по толщине открытой пористостью 17.4%.

Тип коллектора: песчаники разнозернистые кварц-полешпатовые с прослоями гравелитов. Нефть лёгкая, вязкая, малосернистая, парафинистая.

С установлением промышленной нефтеносности вильчанской серии (венд) по результатам бурения скважины 240 открыта новая залежь и произведён оперативный подсчёт запасов нефти объёмным методом. Запасы классифицированы по категориям С1 и С2 (на 1999 год).

Категория С1. Площадь нефтеносности - 625 тыс. м2, ограничена с северо-запада изогипсой минус 2735 м, соответствующей нижнему нефтенасыщенному пласту в скважине 240, с юга и востока разрывными нарушениями. Нефтенасыщенная толщина - 21 м. Плотность нефти - 0.8 г./см3. Запасы балансовые составили 1124 тыс. у. е. и извлекаемые -180 тыс. у. е.

Категория С2. Площадь нефтеносности (F1) - 1094 тыс. м3, ограничена с юга, северо-востока тектоническими нарушениями, с севера изогипсой минус 2780 м; площадь (F2) - 488 тыс. м2 ограничена с севера изогипсой минус 2780 м, соответствующей этажу нефтеносности 110 м., с востока - литологической границей распространения верхнепротерозойских отложений, соответствующей середине расстояния между скважинами 240 и 249. Балансовые запасы нефти - 2846 тыс. у. е. Извлекаемые запасы - 455 тыс. у. е. Прирост запасов категории С1 составил 180 тыс. у. е.

Старооскольский и ланский горизонты: вскрыты 14 скважинами, опробованы в 20 скважинах, из которых 7 дали пром. приток от 0.1 т/сут до 140т/сут.

Тип коллектора: порово-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным тектоническим разломом, с востока и севера - контуром нефтеносности, с запада - зоной отсутствия колектора.

Размеры залежи: длина - 6.0 км, ширина - 1.2 км, высота - 158 м.

Саргаевский горизонт: вскрыт 78 скважинами, опробован совместно с семилукским или ланским горизонтами., нефтеносыщенные коллекторы выделены в 68 скважинах, в 2 получены промышленные притоки нефти.

Коллекторами нефти являются трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора: порово-каверново-трещинный.

Залежь преставлена тремя полями, тектонически ограниченными с юга и литологически (зона отсутствия коллектора) с востока, запада и севера.

Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная.

Размеры залежи: длина - 7.9 км, ширина - 1.7 км, высота - 216 м.

Семилукский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 70 скважинах.

Нефтеносность семилукской залежиустановлена скв. 6, явившейся её первооткрывательницей, где в 1964 г. пластоиспытателем получен промышленный приток нефти 250 м³/сут.

Геофизическими иссоедованиями в скважине установлен ВНК на глубине 2935.4 м.

Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.2 м. до 24 м. Тип коллектора: кавернозно-порово-трещинный. Залежь пластовая, тектонически экранированная с юга, запада и востока. Северной границей служит контур нефтеносности.

Размеры залежи: лина-16.2 км, ширина-28 км, высота-409 м.

Воронежский горизонт: вскрыт 82 скважинами, опробован в 49 скважинах.

Промышленная нефтегазоносность воронежских отложений связана со стреличевскими слоями.

Коллекторами нефти являются преимущественно известняки химогенные, кавернозные, трещиноватые, органогенные, иногда с примесью глинистого вещества.

Тип коллектора-порово-кавернозно-трещинный. Залежь характеризуется высокой степенью неоднородности коллекторских свойств по толщине и площади.

Размеры залежи: длина - 13.6 км, ширина - 3.0 км, высота-491 м.

Остановимся более подробно на Межсолевых отложениях, а конкретнее на четвёртой и восьмой пачках задонского горизонта. Но сначала рассмотрим историю разработки Речицкого месторождения.

Речицкое месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1965 г. году. С 1967 года ведётся промышленная разработка.

В разработке находятся пять залежей; залежи четвёртой, восьмой и девятой пачек межсолевых отложений и семилукского горизонта являются основными объектами разработки; залежь воронежского горизонта разрабатывается возвратным фондом скважин с семилукского горизонта; на залежи ланского горизонта в эксплуатации находится одна скважина.

Всего с начала разработки на дату подсчёта запасов из залежей Речицкого месторождения отобрано 21655.605 у. е. нефти или 69.1% от начальных извлекаемых запасов.

Рассмотрим подробнее залежь четвертой пачки задонского горизонта: она эксплуатируется с 1965 года, разрабатывается с заводнением через систему приконтурных нагнетательных скважин. Разбуривание залежи закончено в 1975 году. Всего пробурено 20 добывающих и 6 нагнетательных скважин. По состоянию на 01.07.87 фонд добывающих скважин составил 17, из них фонтанных-6, ЭЦН-4, ШГН-7. С водой работают 11 скважин.

В настоящее время залежь находится на четвёртой стадии разработки, характеризующейся низкими годовыми темпами отбора нефти, которые в настоящее время составляют менее 2% от начальных извлекаемых запасов.

По состоянию на 01.07.87 из залежи отобрано 3470.039 у. е. нефти, в том числе 491.446 у. е. по скважине 41. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.378 при конечном коэффициенте 0.40.

Характер обводнения скважин четвёртой пачки, продвижение ВНК и их продуктивности позволяет выделить на залежи три самостоятельных участка разработки. Основной участок, который обеспечивает добычу залежи-это центральный. Продуктивные и фильтрационные характеристики западного и восточного участков значительно хуже. Поэтому выработка этих запасов отстаёт от выработки центрального участка. Следует отметить, что для выработки западного участка необходимо не только бурение дополнительных скважин, но и реорганизация системы заводнения.

Анализируя разработку залежи четвёртой пачки в целом и её центральной части, как лучшей по показателям можно сделать вывод об особой сложности геологического строения, которая выражается в неравномерности охвата залежи вытеснением как по площади, так и по толщине. В связи с чем более трети залежи не охвачено воздействием и разрабатывается на истощение.

Для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо бурение добывающих и оценочных скважин в центральной части.

Рассмотрим более подробно залежь восьмой пачки задонского горизонта (совместно с девятой пачкой).

Она вскрыта 89 скважинами, опробована 58 скважинами, из которых только 9 вскрыли законтурную область залежи. За период после 1969 года на площади пробурено 29 эксплуатационных скважин и одна нагнетательная. При испытании в колонне в 25 из них получены притоки безводной нефти, дебитами от 0.3 т/сут о 40 т/сут; в трёх скважинах - нефть с водой.

Залежь разрабатывается с 1967 года. Разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в 4 очаговые скважины, расположенные на различных участках (закачено на 01.07.87 г. 2 млн. м3 воды).

Разбуривание залежи основным фондом скважин закончено. Плотность расположения скважин в пределах внешнего контура нефтеносности (с учётом нагнетательных скважин) составляет 55 га/скв.

Согласно проекта разработки в эксплуатации пребывала 31 скважина, из которых на 01.07.87 г. 21 скважина в действующем добывающем фонде. Из них 19 скважин работают ШГН, 2 скважины - ЭЦН. Наиболее низкие величины дебитов нефти (до 1т/сут) отмечаются по скважинам, расположенным в юго-западной и южной частях залежи.

По состоянию на 01.07.87 из залежи всего добыто 1975.8 у. е. нефти, или 36.3% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0.131 при конечном коэффициенте 0.36. Основная добыча нефти без учёта скв. 41 (70%) приходится на 4 скважины. Остаточные запасы составляют 1.5 у. е. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0.174, что на 0.186 ниже утверждённого (0.36). Для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи потребуется бурение дополнительных добывающих скважин.

В целом по залежи полная компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута была к концу 1979 года, а в конце 1980 г. закачка воды превышала отбор жидкости с начала раработки на 8%.В 1981-87 гг. объём закачиваемой воды в залежь резко сократился. Снижение закачки связано с уменьшением приёмистости нагнетательных скважин. Накопленная закачка волы в залежь по состоянию на 01.07.87 составит 1.75 у. е. м3.

Наиболее интенсивно разрабатывается восточный участок залежи (очаг скважины 128).

Вода в продукции залежи появилась в августе 1970 г. в скв. 44, затем периодически то исчезала, то опять появлялась, а с 1981 г. скв. 44 эксплуатируется без воды. Всего по состоянию на 01.07.87 с водой работает 10 скважин. Обводнённость скважин изменяется от 4% до 96%. Темп обводнения скважин небольшой и зависит от объёмов закачиваемой воды.

В целом по залежи характер распределения пластового давления остаётся неизменным. Различные значения пластового давления и работа добывающих скважин указывает на значительную неоднородность емкостных и фильтрационных свойств пласта по площади и разрезу и плохую гидродинамическую связь различных частей залежи.

2. Особенности эксплуатации месторождений Беларуси и анализ отказов насосного оборудования на Речицком месторождении

Существенной особенностью всех нефтяных месторождений Беларуси является превышение пластового давления над давлением насыщения, а пластовой температуры над температурой начала кристаллизации парафина. Поэтому АСПО не наблюдаются в призабойной зоне пласта. Твёрдая фаза (кристаллы парафина) появляются только в стволе скважины выше глубины соответствующей началу разгазирования нефтяного потока и при достижении температуры кристаллизации.

Рассмотрим глубину отложений АСПО на месторождениях Беларуси:

Таблица 2.1.

Месторождение	Температура кристаллизации парафина tкр., 0 С	Глубина начала АСПО, м
Березинское, Судовицкое	29,6	650
Тишковское, Западно-Тишковское, Южно-Тишковское	31,6	660
Давыдовское, Славаньское	27,8	725
Южно-Сосновское, Сосновское	28,8 - 29	730 - 750
Осташковичское, Южно-Осташковичское	31,9	730
Вишанское, Надвинское, Мармовичское, Полесское	27	770
Речицкое, Красносельское	30,1	770
Александровское, Южно-Александровское, Борщёвское, Днепровское	32,8	850
Оземлинское, Южно-Оземлинское	31,4	900
Первомайское, Восточно-Первомайское, Озерщинское, Дубровское	33,2	1000

месторождение отказ оборудование насосный

Осложнения, вызванные АСПО, имеют место при всех применяемых в НГДУ «Речицанефть» способах добычи, хотя интенсивность выпадения и характер распределения этих отложений для каждого способа добычи несколько различны: для фонтанного способа эксплуатации они связаны с закупориванием подъёмного лифта с глубины, в которой давление и температура соответствуют началу кристаллизации парафина; для нефтяных скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН, интенсивность выпадения АСПО несколько снижается в связи с термообработкой пластовой жидкости погружным электродвигателем. Наиболее сильное отложение наблюдается на скважинах, оборудованных установками ШГН, вследствие накопления АСПО в пространстве труба-штанга увеличивается нагрузка на головку балансира, что вызывает преждевременный износ и обрыв штанг.

2.1 Анализ работы механизированного фонда скважин

Речицкое месторождение, Zd8

Анализ работы механизированного фонда скважин проводился по данным технологических режимов, МЭРов, отчетов НГДУ по причинам подъемов оборудования и динамограммам снятым по системе Делта-Х, прибором УДС-25.

В эксплуатации находится 36 скважин, из них УСШН - 33 скв (из них 2 периодические (№№47, 180), УЭЦН - 3 скв.

По данным анализа динамограмм скважины оборудованные УСШН, разделены на 3 группы:

1 группа - нормальная работа;

2 группа - утечки в приемном клапане;

3 группа - неполное заполнение насоса.

1 группа.

Нормальная работа оборудования отмечена на 12 скважинах (№№115, 121, 138, 139, 145, 181, 182, 184, 186, 190, 224, 229).

Кпод ср=0,56 Кпод нач=0,54 (т.е. ПРС проведен качественно)

Средняя наработка на насос =117 сут., скважин, отработавших плановый ННО в 500 сут. - нет

По пяти скважинам (№№145, 181, 182, 184, 190) потенциальных возможностей для увеличения отборов нет (низкие динамические уровни - 1360-1600 м), средний коэффициент подачи равен 0.60, работают в оптимальном режиме

По пяти скважинам (№№121, 138, 186, 224, 229), есть возможность для незначительного увеличения отборов (3-4 м³/сут) путем увеличения скорости откачки, средний коэффициент подачи равен 0,45. По этим скважинам есть незначительные потери из-за невыполнению номинального коэффициент подачи равного 0.57 (величина номинального коэффициента подачи рассчитана как средний коэффициент подачи по скважинам постоянного фонда по которым динамограмма соответствует нормальной работе насоса). Подбор оборудования проведен правильно.

По двум скважинам (№№115, 139), средний коэффициент подачи равен 0.77, есть возможность для увеличения отбора путем смены способа эксплуатации на ЭЦН. Однако увеличение отборов может привести к обводнению скважин.

2 группа.

Утечки в приемном клапане наблюдаются по 9 скважинам (№№38, 42, 71, 124, 136, 140, 142, 188, 189). Средний коэффициент подачи на 01.09.2000 г. составляет 0.34, изменяясь от 0.18 до 0.56. Средняя наработка на насос по работающему оборудованию составляет 307 сут. Плановый ННО в 500 сут отработала 1 скважина №38 (706 сут) текущий коэффициент подачи 0.18. Средний, по всем скважинам, начальный коэффициент подачи (второй-третий месяц после монтажа насоса) составил 0.37, очевидно утечки в клапанах обусловлены некачественным ПРС (засорение).

По пяти скважинам (№№38, 42, 71, 124, 142) потенциальных возможностей для увеличения отборов нет. Скважины №42 и 124 работают в оптимальном режиме.

Существующий режим работы остальных скважин обусловлен: скв №38 - низкое пластовое давление (Рпл - 4.77 МПа), низкая продуктивность (Кпорд = 1.59 м³/сут*МПа); скв №71 - низкое пластовое давление (Рпл - 4.75 МПа); скв №142 - низкая продуктивность (Кпорд = 0.54 м³/сут*МПа).

По четырем скважинам (№№136, 140, 188, 189) имеются потенциальные возможности для увеличения отборов, что связано с низким коэффициентом подачи насосов.

По скважинам рекомендуется провести замену насосного оборудования на тот же типоразмер с доуглублением и по скважине №189 смена Н-32 на Н-44 позволит увеличить отбор продукции.

3 группа.

Причины неполного заполнения насоса по скважинам неясны. Средний коэффициент подачи на 01.09.2000 г. составляет 0.29, изменяясь от 0.11 до 0.57. Средняя наработка на насос по работающему оборудованию составляет 179 сут. Ни одна скважина не отработала плановый ННО в 500 сут. Средний, по всем скважинам, начальный коэффициент подачи составляет 0.37. По пяти скважинам в процессе эксплуатации наблюдалось снижение коэффициента подачи. Потенциальных возможностей для увеличения отборов практически нет, кроме скважины №56 по которой смена Н-44 на Н-32 с доуглублением может привести к увеличению отбора.

Группа периодических скважин.

В периодическом режиме эксплуатируются две скважины - №№47, 180. Причина периодического режима по скважине №180 - низкий коэффициент продуктивности (Кпрод = 0.43 м³/сут*МПа), по скважине №47 - низкое пластовое давление (Рпл = 3.8 МПа).

По трем скважинам анализ не проводился: по скважине №127 нет представительной динамограммы, коэффициент подачи по ней равен 0.26 (начальный 0.39), текущая наработка на насос - 748 сут, низкий коэффициент подачи связан с длительной работой оборудования, при смене насоса имеется возможность для увеличения отбора. Скважина №185 - вывод на режим после водоизоляции, информации для анализа ее работы нет. Скважина №126 - ОПРС, после монтажа насоса (19.10.1999) один месяц работала с дебитом 5 м³/сут, затем дебит снизился до 0.8-1 м³/сут (утечки в приемном клапане).

Характеристика отказов по УСШН приведена в нижеследующих таблицах

Вид отказов	%
Всего подъемов	22	100
отворот штанг	10	45
обрыв штанг, подгоночных штоков	8	36
утечки в клапанах, плунжерной паре	3	14
Заклинивание	1	5

Причина отказов	%
Всего подъемов	22	100
запарафинивание, засоление	12	55
шток незаводского изготовления	3	14
причина не установлена	4	18
испытание оборудования	2	9
Прочие	1	5

Таким образом, основным видом отказов являются отворот и обрыв штанг (81%). Причинами отказов являются запарафинивание и засоление НКТ.

Таким образом, дополнительная добыча по скважинам, оборудованным ШГН, может быть получена как за счёт оптимизации оборудования:

- Смена насосов на новые для восстановления коэффициента подачи - скв. №№186, 224, 121, 188, 124, 133, 140, 229, 138, по двум последним скважинам возможна оптимизация путем увеличения длины хода. Дополнительная суточная добыча нефти по этим скважинам составит -29,9 м³

- Смена НГВ-32 на НГВ-44: скв. №189. Дополнительная суточная добыча-4,8м³

- Смена НГВ-44 на НГВ-32: скв. №56. Дополнительная суточная добыча-1,8м³

- Смена НГВ-44 на НГВ-32 с доуглублением: скв. №127 скв, №136. Дополнительная суточная добыча-0,3м³+1,1м³

так и за счёт внедрения мероприятий по предупреждению запарафинивания и засоления НКТ.

По всем скважинам, оборудованным УЭЦН имеются также потенциальные возможности по увеличению отборов за счёт оптимизации работы оборудования:

- Смена Э-80 на Э125: скв. №44. Дополнительная суточная добыча-51,7м³

- Смена Э-125 на Э125, восстановление дебита: скв. №100. Дополнительная суточная добыча-14,7м³

- Смена Э-30 на Э-50: скв. №187. Дополнительная суточная добыча 5,0м³

По шести скважинам отмечается дефицит пластового давления: №38 (4.77 МПа), №47 (3.8 МПа), №56 (6.1 МПа), №71 (4.75 МПа), №190 (7.4 МПа), №191 (7.42 МПа). По этим скважинам необходимо провести ГДИ для уточнения статического уровня и выяснения причин низкого пластового давления.

Обобщая вышесказанное необходимо отметить следующее:

- в залежи в основном существуют нормальные условия для работы насосного оборудования. В тоже время, на ряде скважин юго-восточного и западного участков отмечается дефицит пластового давления. По скважинам №38, 47, 71 отмечаются аномально низкие пластовые давления.

- практически на третьей части фонда (14 скважин) есть возможность увеличения отборов что, согласно расчетов, может привести к увеличению суточной добычи нефти на 109 м³. Кроме того по пяти скважинам есть потенциальные возможности для увеличения добычи нефти еще на 195 м³/сут. Проведение оптимизационных мероприятий по увеличению отборов возможно только при условии сохранения энергетической обстановки в залежи, т.е. при одновременном увеличении объемов закачки.

- необходимо провести промысловый эксперимент по установлению причин неполного заполнения насосов и по результатам исследований наметить мероприятия по их устранению.

- наметить мероприятия по установлению причин появления утечек в клапанных парах.

- подбор оборудования проведен верно за исключением скважины 56, где необходимо было спустить НГВ-32. Имеющиеся возможности увеличения отборов связаны со снижением производительности насосов в процессе эксплуатации.

2.2 Анализ отказов насосного оборудования по причине запарафинивания и засоления на Речицком месторождении (ZD8п) в период 1998-2000 гг.

В период с 1998 по 2000 годы на Речицком месторождении (zd8п) произошло 82 отказа УШГН, из которых 35 (43%) отказов по причине запарафинивания насосного оборудования.

Характеристика отказов УСШН за указанный период приведена в таблицах 2. 2,2.3:

Таблица 2.2.

Вид отказов, годы	1998	1999	2000	Всего
Обрыв штанг, подгоночных штоков,%	12 (39%)	11 (46%)	7 (26%)	30 (36%)
Отворот штанг,%	9 (29%)	7 (29%)	10 (37%)	26 (32%)
Утечки в клапанах, плунжерной паре,%	4 (13%)	3 (12.5%)	6 (22%)	13 (16%)
Заклинивание,%	6 (19%)	3 (12.5%)	4 (15%)	13 (16%)
Всего отказов,%:	31 (100%)	24 (100%)	27 (100%)	82 (100%)

Таблица 2.3.

Причина отказов, годы	1998	1999	2000	Всего
Запарафинивание,%	8 (26%)	14 (58%)	13 (48%)	35 (43%)
Засоление,%	2 (6%)	1 (4%)	2 (7%)	5 (6%)
Засорение (песок, мусор),%	4 (13%)	1 (4%)	2 (7%)	7 (8.5%)
Прочие,%	7 (23%)	4 (17%)	5 (19%)	16 (19.5%)
Причина не установлена,%	10 (32%)	4 (17%)	5 (19%)	19 (23%)
Всего оказов,%:	31 (100%)	24 (100%)	27 (100%)	82 (100%)

Таким образом, основным видом отказов в период с 1998-2000 г. явилось обрыв и отворот штанг (68%). Причиной отказов, в основном, является запарафинивание (43%). По 19 (23%) отказам оборудования нет достаточной информации для установления их причин.

В 1998 году из 8 отказов по причине запарафинивания оборудования подъем «труба+штанга» производился в 4 (50%) случаях и в 1 (50%) случае по причине засоления. Провести анализ выполнения технологических обработок по депарафинизации скважин, соблюдению МОП и объемов закачки не представляется возможным по причине отсутствия данных.

В 1999 году из 14 отказов по причине запарафинивания оборудования подъем «труба+штанга» производился в 8 (57%) случаях и по 1 (100%) скважине из-за засоления.

Таблица 2.4. Градация МОП при обработках скважин АДП, на которых произошел отказ по причине АСПО в 1999 г.

	15 суток	20 суток	30 суток	40 суток	Всего
Кол-во скважин	7	2	4	1	14
% от общ. кол-ва скв-н	50	14	29	7	100

Таблица 2.5. Градация объемов обработок скважин АДП, на которых произошел отказ по причине АСПО в 1999 г.

	24м3	25м3	26м3	27м3	Всего
Кол-во скважин	7	3	1	3	14
% от общ. кол-ва скв-н	50	21	8	21	100

Исходя из градации, можно сделать вывод, что большинство скважин, на которых произошли отказы по причине АСПО, приходятся на объем закачки в 24 м³ с МОП 15 суток. Также 3 скважины параллельно с обработками АДП обрабатывались гексановой фракцией.

Выполнить более детальный анализ за 1999 год по соблюдению МОП и объемов закачки не представляется возможным, так как отсутствуют плановые показатели при технологических обработках.

В 2000 году из 13 отказов по причине запарафинивания оборудования подъем «труба+штанга» производился в 7 (54%) случаях.

Таблица 2.6. Градация МОП при обработках скважин АДП, на которых произошел г. отказ по причине АСПО в 2000 

	12 суток	15 суток	20 суток	30 суток	60 суток	Всего
Кол-во скважин	2	4	3	3	1	13
% от общ. кол-ва скв-н	15	31	23	23	8	100

Таблица 2.7. Градация объемов обработок скважин АДП, на которых произошел отказ по причине АСПО в 2000 г.

	24м3	25м3	26м3	28м3	50м3	Всего
Кол-во скважин	1	8	2	1	1	13
% от общ. кол-ва скв-н	8	61	15	8	8	100

Исходя из градации, можно сделать вывод, что большинство скважин, на которых произошли отказы по причине АСПО, приходятся на объем закачки в 25 м³ с МОП 15 суток. Более детальный анализ за 2000 год на данных скважинах по соблюдению МОП и объемов закачки при технологических обработках приведен в таблице 2.8.

Исходя из таблицы, видно, что МОП при обработках АДП соблюдался на 8 (62%) скважинах, а объем закачки только в 5 случаях (38%). По обработкам Г.Ф. объем закачки соблюдался на всех скважинах, а регулярности выполнения данного вида обработок не наблюдается ни в одном случае. Причем по 3 скважинам запланированные обработки Г.Ф. вообще не проводились.

Таким образом, можно сделать вывод, что основной причиной запарафинивания и засоления насосного оборудования является нарушение регулярности проведения обработок. Поэтому необходим более строгий контроль соблюдения МОП при обработках по депарафинизации скважин, а также своевременное определение соли в продукции скважин и оперативное внедрение обработок на рассоление.

Размещено на Allbest.ru