Разработка нефтяных месторождений

Из таблицы 7.1 наибольшее количество ПРС проводились на Верейском горизонте - 201 ремонт, из них 30 ремонтов проводились по причине засорения ШГН.

Таблица 7.2 - Виды проводимых ремонтов.

За 3 года было проведено 118 мероприятий, связанных с ликвидацией затрубных циркуляции, отключения нижних обводненных пластов, проведения

ОПЗ.

К числу скважин с высокой обводненностью продукции относятся скважины башкирского яруса, верейского горизонта, тульского горизонта, турнейского яруса.

Из приведенных скважин, с целью ликвидации заколонных перетоков, в ремонте находятся 4 скважины, еще 4 скважины имеют заколонные перетоки.

На всех остальных скважинах предполагается, что обводнение продукции происходит по пласту.

На отказ работы штанг зависит от диаметра плунжера и числа качаний. При увеличении диаметра плунжера и числа качаний увеличивается как сила трения плунжера о стенки цилиндра, так и сила, обусловленная гидравлическим сопротивлением при прохождении жидкости через канал в плунжере и нагнетательный клапан. Для устранения этого колонны штанг в скважинах компонуются в нижней части утяжеленными низами из штанг диаметра 25 мм.

Одной из причин обрыва штанг является не соблюдение элементарных правил эксплуатации штанг, в которых сказано, что составление одноступенчатых или отдельных ступеней многоступенчатых колонн из штанг различных марок не допускается.

Но на практике это не выполняется, что может привести к уменьшению а, то и к сведению на нет надежности работы насосных штанг в скважине. Применение частичной замены колонны штанг на отреставрированные или новые штанги не всегда дает положительный эффект. Были случаи обрыва штанг после частичной замены, и в основном обрывались штанги, которые не заменили при этом. Приходилось ставить заново скважину на ремонт, что довольно дорогое удовольствие. Поэтому в последнее время чаще применяется полная замена колонны штанг, что достаточно эффективно, так как не происходит смешивания штанг различных партий, что недопустимо как уже было сказано выше. К тому же это, в основном штанги, которые прошли дефектоскопию и реставрацию, а также новые штанги.

Как уже было однажды сказано причиной обрыва штанг в нижней части штанговой колонны, точнее у насоса является продольный изгиб штанг, приводящий к увеличению амплитуды напряжений.

Причиной обрыва также может являться неправильная компоновка штанговой колонны, что приводит к тому что максимальные приведенные напряжения в каждой ступени штанг не равны между собой, то есть колонна неравнопрочна по всей длине, что является одним из необходимых условий для надежности работы насосных штанг в скважинах. Для правильной компоновки колонны существует программа расчета подбора оборудования с учетом пожелания заказчика.

Причиной обрыва может быть также образование высоковязкой эмульсии приводящей к увеличению силы гидродинамического трения, которая может превысить собственный вес штанг и привести к тому, что скорость опускания штанг при ходе вниз станет меньше скорости движения головки балансира, за тем последуют рывки и удары в канатной подвеске. Поэтому желательно в этом случае применять дозаторы поверхностно-активных веществ (ПАВ) для предотвращения образования стойких высоковязких эмульсий.[14]

Периодичность проведения исследований должна определятся запроектированной системой разработки и должна обеспечивать достоверность данных о динамике изменения параметров пласта и определения их средних величин за определенный период по единичным измерениям. Охват фонда скважин плановыми гидродинамическими исследованиями должен быть предельно максимальным, с равными промежутками времени между ними. На скважинах, оборудованных ШСНУ, проводятся следующие исследования:

Замер дебита жидкости добывающих скважин. При наличии автоматизированной системы контроля (АГЗУ) и передачи информации на диспетчерские пункты - не реже одного раза в 2 дня с продолжительностью замера не менее 2 часов. В случае отсутствия автоматизированной системы контроля и передачи информации- не менее одного раза в неделю.

Для малодебитных скважин (менее 5 м3/сут.) время замера на АГЗУ должно составлять не менее 4 часов.

При использовании индивидуальных установок, размещенных на устье скважины (СКЖ, "АСМА", "УМИ"), необходимо производить замеры после вывода скважины на установившейся режим.

Отбор проб жидкости особое значение приобретает контроль за обводненностью добываемой продукции, так как именно этот параметр во многом определяет экономическую и технологическую эффективность эксплуатации скважин. Значение обводненности тем или иным образом используется при интерпритации всех видов гидродинамических исследований. При этом она влияет на результаты интерпритации и непосредственно-при расчете забойного давления, и косвенно-через значение вязкости. Основным методом повышения точности замера обводненности продукции является увеличение продолжительности измерения или объема, по которому определяется процент воды.

Отбор проб жидкости для определения содержания воды в продукции скважин производится еженедельно. Допускается по скважинам с обводненностью менее 10% проводить отбор проб один раз в десять дней. Наряду с плановым измерениями обводненности рекомендуется выполнять контрольные замеры.[10]

Определение плотности попутной воды по всем обводненным скважинам производится один раз в квартал.

Отбор проб попутной воды для проведения шестикомпонентного анализа осуществляется:

По всем обводненным скважинам разрабатываемых месторождений с постоянной минерализацией воды один раз в полугодие.

По вновь обводняющимся скважинам - ежеквартально до установления постоянной минерализации воды.

По изменению шестикомпонентного состава попутной воды производится предварительная оценка герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин.

Замер забойного давления (динамического уровня и затрубного давления) производится один раз в квартал и после каждого изменения режима работы скважины (смены параметров). Определение положения динамического уровня в механизированных скважинах производится без стравливания давления из межтрубного пространства. Обязательным условием при замере Ндин является отбивка контрольного уровня через 15-30 мин.

Расчет забойного давления выполняется по методике расчета пластового давления в механизированных скважинах. При замере забойного давления в скважинах, оборудованных ШСНУ, глубинным манометром через межтрубное пространство, после стравливания затрубного давления выдержка на восстановление установившегося режима работы скважины.

Замер пластового давления (статического уровня и затрубного давления) производится не менее двух раз в год. Состояние пластового давления на месторождениях контролируется построением карт изобар по разбуренным объектам два раза в год. Время простоя скважины на замер пластового давления определяется геологической службой НГДУ.

Исходя из коллекторских свойств пласта и насыщающих его флюидов, но не менее за время, по которой потери в добыче жидкости составляют 30 м для девонских отложений (или с вязкостью продукции не менее 40 мПа-с) и 50 м для карбонатных и терригенных отложений нижнего и среднего карбона (или с вязкостью продукции более 40 мПа-с).

С целью повышения достоверности и информативности рекомендуется организовать исследования так, чтобы забойное и пластовое давление исследовались друг за другом (по методике проведения КВУ). Это позволит:

значительно повысить качество исследований;

дополнительно оценить коэффицент продуктивности; уточнить расчетные значения дебитов скважин

Исследование КВУ (КВД) производится один раз в три года. При разработке малоизученных объектов рекомендуется снимать КВУ один раз в год. [3]

Невнимательное отношение к обслуживанию штанговращателя приводит к его отказам, как следствие, к запарафиниванию насосно-компрессорных труб (НКТ). В свою очередь это приводит к заклиниванию колонны штанг с последующим их обрывом. Необходимо всегда следить за работоспособностью штанговращателя, чтобы не было случаев обрывов в будущем из-за неисправности последнего.

Обрыв штанг может происходить по причине запарафинивания насосно-компрессорных труб (НКТ). Поэтому в последнее время применяется установка на колонне штанг скребков-центраторов, которые призваны не только удалять парафин со стенок НКТ, но и центрировать и оберегать колонну штанг от истирания о стенки все тех же НКТ в наклонно-направленных скважинах.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин УСШН является обводнение продукции. Анализ результатов исследований большого числа скважин показал, что в обсадной колонне ниже приема насоса находится столб воды, оставшейся после глушения или скапливающейся в процессе эксплуатации. Для выноса воды из-под насоса применяются хвостовики. Применение хвостовиков из НКТ диаметром 48 мм в обводненных скважинах производительностью 10 -- 40 м3/сут позволяет уменьшить противодавление на пласт на 0,25 -- 0,35 МПа на каждые 100 м длины хвостовика. Применение хвостовиков из НКТ диаметром 60 и 73 мм неэкономично. Применение хвостовиков в скважинах с обводненностью более 60 % неэффективно. В скважинах, осложненных АСПО, во избежание запарафинирования хвостовиков используются трубы с покрытием.

При эксплуатации скважин, продукция которых склонна к образованию эмульсий и пенных систем, применяют в основном те же приемы и технологические схемы добычи, что и при откачке высоковязкой нефти: используют специальные насосы, увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки. Практика борьбы с образованием эмульсий в НГДУ «Ямашнефть» в основном сводится к следующим мерам:

* применение тихоходных режимов откачки;

* применение насосов увеличенного диаметра с увеличенным всасывающим клапаном;

* понижение вязкости продукции путем применения деэмульгаторов, вводимых через устьевые или забойные дозаторы;

* применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса («делителей фаз»).

Применяемые реагенты должны совмещать свойства деэмульгаторов и ингибиторов коррозии. Отечественные деэмульгаторы типа Дипроксамин-157, Реоапон, ДИН -- это реагенты двойного действия, импортные -- Дисолван, Сепарол, -- ингибированные деэмульгаторы. Деэмульгаторы подаются на прием насоса при помощи глубинных дозаторов типа ГГД, ДСИ, и в затрубное пространство устьевыми дозаторами УДС, УДЭ. Для снижения интенсивности (а в ряде случаев -- предотвращения) образования в НКТ стойких высоковязких эмульсий представляется перспективным применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса («делителей фаз»). Такие режимы подъема обводненной продукции благоприятны и с точки зрения защиты скважинного оборудования от коррозии, поскольку поверхности оборудования, контактируют.

Таблица 7.3 Методы преждевременных мер защиты оборудования.

Таблица 7.4 - Эффективность внедрения скребков - центраторов.

Из таблицы 7.4 можно оценить эффективность внедрения скребков - центраторов, вложения, прибыль.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном отчете был произведен анализ состояния эксплуатации Архангельского месторождения.

Цех добычи нефти и газа № 4 НГДУ «Ямашнефть», расположенный в Ново-шешминском районе, был создан еще в 80-х годах прошлого столетия и вот уже тридцать лет занимается разработкой сложного Архангельского месторождения, нефть которого отличается особо высокой вязкостью. Эксплуатационные затраты при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти составляют значительную часть себестоимости продукции. Их сокращение является на сегодня одним из самых актуальных вопросов.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями нижнего и среднего карбона. Нижний карбон представлен отложениями турнейского яруса, бобриковского и тульского горизонтов, средний карбон - отложениями верейского горизонта и башкирского яруса.

В общей сложности на месторождении открыто 25 залежей нефти промышеленной категории, которые залегают в пределах пяти поднятий (участков). Разработка карбонатных коллекторов обусловлена сложностью геологического строения объектов и процессов нефтеизвлечения из них. В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний.

Ежегодно благодаря применению полиакриламида на первом блоке Архангельского месторождения отбирается более 6000 тыс. дополнительно добытой нефти, что учитывая весьма низкие дебиты скважин по нефти (в среднем около 3,3 т/сут) и сравнительно небольшого действующего фонда добывающих скважин (25 шт.) является очень хорошим результатом.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авербух Б.А., Калашников Н.В., Кершенбаум Я.М., Протасов В.Н. Ремонт и монтаж оборудования. - М.: Недра, 1996г., 320 стр.

2. Андонин А.Н., Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. М. «Недра», 1994 г.

3. Гульянц Г.М. Справочное пособие. - М.: Недра, 1991г., 348 стр.

4. Бухаленко Е.И., Вершковой В.В., Джафаров Ш.Т. Нефтепромысловое оборудование: справочник. - М.: Недра, 1990. - 559 с.

5. Гиматудинов Ш.К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений М. Недра. 1988 4 - 304 страницы.

6. Дулкарнаев, М. Р. Повышение эффективности нефтеизвлечения с применением комплексных методов увеличения нефтеотдачи при разработке низкопроницаемых коллекторов/ М. Р. Дулкарнаев, В. В. Баушин, М. В. Исаева // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». 2011. № 11. С. 9-12.

7. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. - Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. - 200 с.

8. Куланин, С. Л. Новые подходы к выработке малоподвижных текущих запасов в условиях высокой обводненности добываемой продукции / С. Л. Куланин, М. Р. Дулкарнаев, Ш. С. Галимов, А. А. Малыгин // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». 2012. № 6. С. 79-83.

9. Муслимов, Р. Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения Текст: учебное пособие / Р. Х. Муслимов. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. 596 с.

10. Муслимов, Р. Х. Актуальные задачи организации и стандартизации инновационного проектирования разработки нефтяных месторождений / Р. Х. Муслимов, Ю. А. Волков // Вестник ЦКР РОСНЕДРА. 2010. № 3.
С. 5-11.

11. Мищенко И. Г.. Бравичева Г.Б., Грмолаева Л.II Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудной увлекаемыми запасами - М:11ефть и газ - 2005 с.441.

12. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений М.: ВНИИОЭНГ, 2003. Ч. 2. Фильтрационные модели. 228 с.

13. Сыртланов, В. Р. О некоторых проблемах построения и использования геолого-технологических моделей для мониторинга разработки / В. Р. Сыртланов, Ф. С. Хисматуллина, B. C. Сыртланова // Пути реализации нефтегазового потенциала, 2005. С. 85-94.

14. Персиянцев М.Н. «Добыча нефти в осложненных условиях» - М. ООО Недра-Бизнес-центр. 2000г.

15. Пермяков И.Г. Разработка нефтяного месторождения/И.Г. Пермяков. - М.: Гостоптехиздат, 1959. - 212 с.

16. РД 153-39.1-252.02. «Руководство по эксплуатации скважин СШН в ОАО «ТАТНЕФТЬ».

17. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение продуктивных пластов воздействием М. ОАО ВНИИОЭНГ, 2003; 566 с.

18. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти М. Недра, 1983,; 512 с.

19. Проектный документ ЦДНГ4 «Ямашнефть».

20. План разработки ЦДНГ и ЦППД 4«Ямашнефть».

Размещено на Allbest.ru