Причины и динамика ремонта скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения промышленного объекта

1.2 Основные коллекторские свойства пластов

1.3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов

2. Технико-технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки промысловых объектов ЦДНиГ

2.2 Анализ показателей работы эксплуатационного фонда скважин

2.3 Анализ причин подземного ремонта скважин по ЦДНиГ

2.4 Особенности эксплуатации скважин с осложненными условиями

2.5 Анализ динамики МРП

2.6 Анализ эффективности применяемых методов предупреждения осложнений на промысловых объектах ЦДНиГ

2.7 Выводы и рекомендации по увеличению МРП на скважинах ЦДНиГ

3. Расчетный раздел

3.1 Проверочный расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну при изменении параметров работы привода ШГН

3.2 Выбор и расчет метода предупреждения осложнений при эксплуатации скважин

3.3 Расчет технологической эффективности предлагаемых мероприятий

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедренных мероприятий

4.2 Методика расчета экономической эффективности внедрения новой техники и технологии

4.3 Расчет эффективности предлагаемых мероприятий

5. Промышленная безопасность и охрана труда

5.1 Опасные и вредные факторы, возникающие при разработке нефтяных месторождений

5.2 Требования промышленной безопасности к охране труда и окружающей среды при проведении предлагаемых мероприятий

6. Графический раздел

6.1 Гистограммы динамики ремонтов

6.2 Гистограммы динамики МРП и эффективности мероприятий по предупреждению осложнений

6.3 Сборочный чертеж глубинного дозатора

6.4 Схема расположения ВУ-11-89 в скважине

6.5 Сборочный чертеж входного устройства ВУ-11-89

6.6 Схема расположения оборудования при закачке ингибитора в пласт

6.7 Таблица технико-экономических показателей

Заключение

Список использованной литературы

Приложение

Введение

Залежи, разрабатываемые ЦДНиГ-4, отличаются сложным геологическим строением и содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. С каждым годом растет обводненность продукции, следовательно увеличиваются непродуктивные затраты на подъем, транспортировку и переработку попутно добываемой воды. Кроме того, обводненность продукции является причиной различных осложнений: выпадение солей, коррозия, образование эмульсии и др. Более 95 % скважин цеха эксплуатируются механизированным способом. Сложные условия разработки и различные осложнения приводят к быстрому износу и частым ремонтам глубинного оборудования, которые, в свою очередь, требуют значительных физических и экономических затрат и увеличивают себестоимость продукции.

В данном дипломном проекте были рассмотрены причины и динамика ремонтов скважин за последние три года. Многообразие условий не позволяет полностью формализовать процесс принятия технологических решений при эксплуатации всех категорий скважин, и многие скважины требуют при решении определенных вопросов индивидуального подхода. Поэтому были рассмотрены параметры работы скважин, при которых произведено наибольшее количество ремонтов, даны общие рекомендации и намечены пути для снижения количества ремонтов скважин по наиболее часто встречаемым причинам. Соблюдение правил эксплуатации, монтажа и ремонта, применение современной техники и передового опыта, а также обеспечение работы скважин на оптимальных режимах должно способствовать дальнейшему повышению эффективности добычи нефти, уменьшению числа ремонтов и увеличению МРП скважин.

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения промыслового объекта

Объектами разработки ЦДНиГ-4 являются: кыновский горизонт (Куакбашская площадь), пашийский, заволжский горизонт (залежь 701), турнейский ярус, кизеловский горизонт (залежь 201), бобрико-радаевский, тульский горизонты (залежь 1), серпуховский ярус, протвинский горизонт (залежь 302), башкирский горизонт (залежь 303).

В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской площади принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Отложения кыновского горизонта характеризуются выдержанной мощностью и однотипным литологическим строением. В составе горизонта выделяется два подгоризонта: нижнекыновский и верхнекыновский. Нижнекыновский объединяет карбонатную пачку «верхний известняк» и вышележащие аргиллиты. Верхнекыновский включает песчано-алевролитовую, «среднекыновский известняк» и толщу аргиллитов с прослоями алевролитов, в кровле которой отмечается прослой карбонатных пород («верхнекыновский известняк»). Мощность кыновского горизонта 18-38 м и уменьшается в северо-восточном направлении. Пачка «верхний известняк», мощностью до 2,5 м, является прекрасным репером, сложена известково - доломитовыми породами и имеет повсеместное развитие.

Нижняя граница пашийского горизонта - кровля аргиллитовой пачки (репер «глина»). Верхняя граница пашийского горизонта проводится по подошве карбонатной пачки «верхний известняк». Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть). Пашийский горизонт представлен алевролито-песчаными пачками, разделенными алевролито-глинистыми прослоями. Заволжский горизонт представляет собой чередование проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Мощность горизонта 75 м. Заволжский горизонт относится к локально нефтеносным, имеющиеся данные показывают, что залежи пластового и массивного типа небольших размеров выявлены лишь в юго-западной части месторождения [1].

Залежь 201

Отложения турнейского яруса представлены карбонатными породами. Ярус подразделяется на четыре горизонта (сверху-вниз): кизеловский и черепетский (верхнетурнейский подъярус), упинский и малевский (нижнетурнейский подъярус).

Основные скопления нефти приурочены к верхнетурнейскому подъярусу, общая толщина которого составляет 50 м. В основании его залегает хорошо выдержанная пачка плотных глинистых известняков толщиной 4-6 м. По подошве этого пласта и проводится граница между верхним и нижним подъярусами.

Верхнетурнейский подъярус по материалам ГИС характеризуется тем, что верхняя часть (кизеловский горизонт) имеет более высокие удельные сопротивления, а нижняя довольно низкие. По индексации, принятой в Татарстане, в кизеловском горизонте выделяли продуктивный пласт BIV и в черепетском BIII, но поскольку они отличаются по удельным электрическим сопротивлениям, впоследствии их стали называть как пласты ВС (высокого сопротивления) и НС (низкого сопротивления), что и было принято в подсчете запасов.

Основные скопления нефти турнейского яруса приурочены к кизеловскому горизонту (пласты ВIV).

Залежи турнейского яруса приурочены к структурам III порядка и имеют в среднем небольшие размеры. ВНК залежей определялся по данным интерпретации материалов ГИС, опробования и керна. Определить положение ВНК в целом по залежи турнейского яруса, представленного крайне неоднородными породами, довольно сложно. Это объясняется тем, что проницаемые породы отделяются друг от друга по разрезу плотными породами. Эти пропластки не выдержаны по площади и не всегда коррелируются от скважины к скважине. Кроме того, подошва нижних нефтенасыщенных прослоев в отдельных скважинах в пределах залежей залегает на различных глубинах, что связано, по-видимому, с высокой неоднородностью пород.

В целом можно отметить, что наблюдается погружение поверхности турнейского яруса в северном направлении, и соответственно ВНК от залежи к залежи также понижается в этом направлении. Все залежи верхнетурнейского подъяруса относятся к массивному типу.

Отложения кизеловского горизонта в пределах залежей довольно однородны и представлены в среднем одним-двумя эффективными пропластками.

Залежь 201 турнейского яруса Ромашкинского нефтяного месторождения характеризуется низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами (в среднем до 5 м), причем практически повсеместно нефтенасыщенные прослои залегают в слиянии или в зонах с очень ненадежными уплотненными перемычками с водоносной частью разреза. Это очень усложняет условия разработки турнейского эксплуатационного объекта в связи с необходимостью подбора наиболее эффективных методов водоизоляции скважин при конусообразовании в процессе эксплуатации [2].

Залежь 1

В пределах залежи 1 осадочная толща, залегающая на эродированной поверхности кристаллического фундамента, представлена девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями. Рассматриваемая залежь нефти приурочена к отложениям бобриковского-радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов - 1134 м.

В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. Покрышкой для залежи служит пачка непроницаемых пород тульского горизонта, толщиной 8-10 м, представленная темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками (Rр C1-7). В подошве бобриковского горизонта хорошим репером являются аргиллиты елховского горизонта, толщиной 2-6 м, а в зонах размыва елховских глин - кровля карбонатных коллекторов турнейского яруса (Rр C1-5). Выделяются также дополнительные глинистые реперные пачки внутри терригенной толщи, которые используются при детальном расчленении разрезов.

По разрезу бобриковский горизонт является достаточно однородным, коэффициент песчанистости по продуктивной части разреза составляет 0,694, а коэффициент расчлененности - всего 1,6.

Положение ВНК определялось по данным испытания и освоения скважин и результатам промыслово-геофизических исследований. Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается с абсолютной отметки минус 823,8 м (V блок) до минус 838,7 м в северном направлении (I блок) и до минус 841,4 м в северо-восточном направлении (III блок). В целом по залежи отметка ВНК по отдельным скважинам изменяется от минус 810,0 до минус 848,8 и в среднем составляет минус 835,6.

Площадь нефтеносности пластов бобриковского горизонта с закономерным увеличением доли ВНЗ уменьшается вниз по разрезу. Так, параметр нефтеносности (отношение количества скважин, вскрывших нефтенасыщенный коллектор, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор) изменяется от 0,675 по пласту Сбр-4 до 0,176 по пласту Сбр-1.

Все пласты бобриковского горизонта представляют собой единую гидродинамическую систему, что подтверждается как единым ВНК. Так и наличием зон слияния между ними. По пластам коэффициент связанности изменяется от 0,156 (Сбр-4 - Сбр-3) до 0,523 (Сбр-3 - Сбр-2), а в случае раздельного залегания пластов толщины глинистых перемычек между ними составляют в целом 2,4 м.

Общая толщина бобриковского горизонта составляет в среднем 26,2 м, при интервале изменения от 9,0 м до 55,2 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20,8 м, водонасыщенная - 14,0 м. Эффективные толщины значительно меньше и составляют в среднем: общая - 5,9 м. нефтенасыщенная - 4,4 м, водонасыщенная - 5,0 м [3].

Залежи 302-303

В пределах залежей 302 - 303 отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел - С1

Серпуховский ярус - С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаротажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.

В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует электрорепер С31-12. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.

Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.

Башкирский ярус - С2bsch

По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных диаграммах этой части разреза соответствует репер С1-15.

В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

7 и 9 опытные участки расположены на небольшом расстоянии друг от друга и их продуктивные отложения связаны как с протвинским горизонтом, так и с башкирским ярусом, границы которых на участках отбиваются по единым реперным поверхностям. Следовательно, принципиальных различий в стратиграфии между участками не существует [1].

Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.

Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках минус 540,1 м в северной части и минус 540,0 м в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет минус 543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров.

Залежь нефти в отложениях башкирского яруса массивно-слоистого типа приурочена к карбонатному массиву, в котором отдельные пористо-проницаемые слои насыщены нефтью. Характер распространения проницаемых прослоев по толщине и площади не имеет явно выраженной закономерности.

Пропластки залегают на всех уровнях этажа нефтеносности, но при этом существует тенденция количественного их сокращения к подошве зонального интервала. Примерно равномерно, с частостью 40 - 45%, они представлены на расстоянии 2 - 8м от кровли горизонта. Ниже по разрезу доля коллекторов сокращается до 10%. При детальном изучении в пределах яруса выделяют две пачки: Сбш-1 и Сбш-2 (снизу вверх), но отсутствие достаточно выдержанной корреляционной поверхности между ними затрудняет идентификацию пропластков. Кроме того, в большинстве скважин интервал Сбш-2 отсутствует, поэтому залежь практически представлена одним зональным интервалом - Сбш-1. В пределах залежи более 70% скважин вскрыли коллекторы в границах зонального интервала, при этом доля коллекторов (песчанистость) составила в целом 59,6 %.Коэффициент выдержанности - 0,818. Отдельные скважины вскрыли разрез на 90% представленный коллекторами. В среднем на одну скважину приходится 3,2 пропластка, при максимальном количестве до 8.

Толщина пропластков колеблется от 0,8 м до 18,0 м, но в основном локализованы в интервале до 3,0 м, средняя величина эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 5,0 м, а общей - 10 м.

Залежь нефти серпуховского горизонта во многом аналогична залежи башкирского яруса. Коллекторы представлены пористо-трещиновато-кавернозными известняками и доломитами и аналогичными структурно-генетическими типами. Сама залежь характеризуется массивно-слоистым строением, в пределах массива как по разрезу, так и по простиранию пористо-проницаемые пропластки замещаются плотными разностями, граница залежи принята на отметке минус 543 м. Какой либо явно выраженной закономерности распространения пропластков не выявлено.

Из приведенных материалов видно, что коллекторы представлены на всех уровнях по разрезу, при этом прослеживается некоторая тенденция сокращения доли коллектора к подошве горизонта. Практически 97% скважин в пределах зонального интервала горизонта (вероятность вскрытия) вскрыли коллектор, при этом доля коллектора по разрезу (песчанистость) составляет 0,58, а среднее количество пропластков, приходящееся на одну скважину (расчлененность) равна 5, при максимальном - 12. Характеризуясь прерывистым строением пропластков в пределах продуктивной части разреза, в целом горизонт имеет площадной характер распространения, о чем свидетельствует показатель выдержанности равный 0,986. Пропластки характеризуются различной толщиной от долей до трех метров, в отдельных случаях достигают восьми метров. Общая нефтенасыщенная толщина серпуховских отложений изменяется от 2,0 м до 57,8 м и в среднем по залежи составляет 17,2 м. В диапазоне от 2,0 до 31,4 м колеблется эффективная нефтенасыщенная толщина, которая в среднем по залежи равна 8,8 м [4].

1.2 Основные коллекторские свойства пластов

Залежь 201

Анализ литолого-петрографических особенностей и коллекторской характеристики пород показал, что для турнейских залежей Ромашкинского месторождения типичны следующие разновидности карбонатов:

- известняки комковатые;

- известняки сгустково-детритовые;

- известняки шламово-детритовые;

- известняки фораминиферо-сгустковые;

- доломиты и доломитизированные известняки.

Эти типы пород отличаются друг от друга условиями осадконакопления, развитием и направленностью вторичных процессов, коллекторскими свойствами. Среди них по характеру нефтенасыщения выделяются нефтенасыщенные, слабонефтенасыщенные, неравномерно нефтенасыщенные, насыщенные окисленной нефтью и светло-серые разности. скважина эксплуатация экономическая эффективность

Комковатые известняки обладают наиболее высокими коллекторскими свойствами, их пористость в среднем составляет 14,2 %, проницаемость - 63•10-3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - 26,4 %. Структура порового пространства простая, напоминает структуру пор и каналов в песчаниках. Поры межформенные, крупные (0,45 мм), многочисленные. Каналы относительно короткие и широкие, от 0,01 мм до 0,15 мм, их система хорошо разработана. Цемент практически отсутствует. Пористость этой разности первична, но объем пор увеличен процессами растворения. Известняки интенсивно нефтенасыщенны.

Сгустково-детритовые известняки являются наиболее распространенной разностью, встречаются в виде трех подтипов, из которых преобладает первый, интенсивно нефтенасыщенный со средней пористотью равной 11,3 %, проницаемостью - 6,2•10?3 мкм2 (мД) и остаточной водонасыщенностью - 38,7 %. Две другие разности имеют подчиненное значение, их пористость изменяется от 8 % до 10 %, проницаемость - от 0,5•10?3 мкм2 (мД) до 1,8•10?3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - от 53,4 % до 60,0 %. Структура порового пространства основного подтипа сложная, поры межформенные, каналы значительно длинные, извилистые и уже, чем у комковатых известняков. Цементом служит первичный или вторичный кальцит. Ухудшение коллекторских свойств двух других подтипов происходит за счет кальцитизации породы.

Шламово-детритовые известняки имеют коллекторские свойства ниже кондиционных значений. Нефтенасыщение в них наблюдается редко и в виде слабых пятен. Для этой разности известняков характерен обильный цемент, представленный микрозернистым кальцитом, а также наличие многочисленных глинистых примазок. Общее содержание глинистого материала в отдельных прослоях достигает 10 %.

Пористость этой разности в среднем равна 7,8 %, проницаемость - 0,3•10?3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - 63 %, равномерное нефтенасыщение не встречается.

Фораминиферово-сгустковые известняки, доломиты и доломитизированные известняки нефти не содержат. Это очень плотные породы с редкими порами, расположенными локально. Их пористость составляет от 5 до 6,6 %, проницаемость - от 0,05•10?3 мкм2 (мД) до 0,13•10?3 мкм2 (мД).

В кровельной пачке преобладают известняки шламово-детритовые и сгустково-фораминиферовые. Нефтенасыщение, даже слабое и неравномерное, встречается редко. Коллекторские свойства низкие, пористость равна 7 %, проницаемость - 0,3•10?3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - 65 %.

Пласт ВIV имеет толщину от 2,8 м до 14,0 м. В нем преобладают комковатые и сгустково-детритовые разности известняков. Пористость пласта ВIV в целом равна 11,9 %, проницаемость - 2,9•10?3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - 38,9 %.

Пачка пород, залегающих под продуктивными пластами, представлена в основном шламово-детритовыми и сгустково-детритовыми известняками, интенсивно нефтенасыщенных разностей не встречено. В целом пористость рассматриваемой пачки равна 8 %, проницаемость - 1,0•10?3 мкм2 (мД), остаточная водонасыщенность - 58 %.

Таким образом, карбонатные породы верхнетурнейского подъяруса по емкостно-фильтрационным свойствам с учетом их нефтенасыщенности достаточно четко подразделяются на 4 группы:

I - коллекторы высокопроницаемые;

II - коллекторы среднепроницаемые;

III - коллекторы слабопроницаемые;

IV - не коллекторы.

К I группе относятся известняки комковатые, интенсивно нефтенасыщенные. Ко II группе - известняки сгустково-детритовые, равномерно нефтенасыщенные. В III группу включены сгустково-детритовые слабо- и неравномерно нефтенасыщенные известняки. Не коллекторами (IV группа) являются не содержащие нефти плотные сгустково-детритовые разности, известняки шламово-детритовые и фораминиферово-сгустковые, доломиты.

Смачиваемость пород определялась по ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородосодержащих пород».

По величине показателя смачиваемости М породы классифицируются следующим образом:

- породы гидрофобные ( М=0-0,2);

- породы преимущественно гидрофобные (М=0,21-0,4);

- породы промежуточной смачиваемости (М=0,41-0,6);

- породы преимущественно гидрофильные (М=0,61-0,8);

- породы гидрофильные (М=0,81-1).

По величине показателя смачиваемости М породы залежи 201 полностью характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные. Среди всех образцов исследованных на месторождении, 92,8 % характеризуются как гидрофобные и преимущественно гидрофобные, 2,7 % - промежуточной смачиваемости и 4,5 % как гидрофильные и преимущественно гидрофильные.

Максимальная проницаемость по нефти имеет место при начальной водонасыщенности пород, cоответствующей содержанию связанной воды. Породы становятся непроницаемыми для нефти при максимальной водонасыщенности, соответствующей неснижаемой остаточной нефтенасыщенности.

На основе аналитических выражений, аппроксимирующих зависимости начальной и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости, выражение для расчета коэффициента вытеснения будет иметь следующий вид:

Квыт = 1 - 0,8676*Кпр?0,1018

где Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.

Кпр - абсолютная проницаемость (проницаемость по воздуху) объекта, 10?3 мкм2 [2].

Залежь 1

Фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов изучены по данным промысловой геофизики. Пористость по пластам-коллекторам и по скважинам изменяется от 10,3 % до 33,5 %, составляя в среднем по залежи 22,5 %, нефтенасыщенность - от 52,0% до 91,4%, в среднем - 82,8 %, проницаемость - от 0,030 мкм2 до 8,627 мкм2, составляя в среднем 1,190 мкм2, как приведено в таблице 1.8.

В бобриковском горизонте представлены породы всего спектра смачиваемости. По исследованной выборке около 60 % образцов являются гидрофильными и преимущественно гидрофильными, 20 % - промежуточной смачиваемости, а остальные преимущественно гидрофильными и гидрофобными [3].

Коэффициент вытеснения для бобриковского горизонта имеет вид:

Квыт = 1 - 1,2538 Кпр?0,1779

В пределах башкирского яруса величина пористости изменяется от 0,061 до 0,252 и в среднем составляет 0,124, проницаемость колеблется от 2,7 до 5924,2•10?3 мкм2, в среднем равна 85•10?3 мкм2. Нефтенасыщенность колеблется в пределах 0,570 - 0,945, средняя величина составляет 0,832. По результатам определений пористость изменяется в пределах 0,010 - 0,333, проницаемость лежит в интервале от 0,35 до 1897,0•10?3 мкм2, остаточная водонасыщенность составляет 0,80 - 78,0 %. Средние значения рассматриваемых параметров равны 0,127, 68,8•10?3мкм2 и 38,9 % соответственно. Для проектирования приняты величины равные: пористость - 0,11, проницаемость - 85,3•10?3 мкм2, начальная нефтенасыщенность - 0,758.

Имея результаты определения трещинной проницаемости, был построен тренд изменения этого параметра по площади. Просматривается достаточно явное увеличение проницаемости к сводовой части структуры и уменьшение на крыльях, хотя в ряде случаев имеются значения проницаемости характерные купольной части.

Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов серпуховского горизонта изучались на существенной выборке лабораторных данных и еще в большей степени по данным ГИС. Пористость изменяется в пределах от 0,059 до 0,259, в среднем составляет 0,126. Крайние значения проницаемости по данным 318 определений находятся в границах 0,4 - 1987 мкм2•10-3, в среднем равна 82,8мкм2•10-3. В среднем коллекторы насыщены на 71,3 % (см. табл. 1.12). По данным скважинных исследований емкостные свойства изменяются в границах 0,074 - 0,259, математическое ожидание равно 0,141. По тому же объему выборки фильтрационные свойства находятся в пределах 3,5 - 9052,5 мкм2•10-3 и средняя величина проницаемости равна 278,7 мкм2•10-3. В зависимости от величины пористости меняется и нефтенасыщенность, которая колеблется от 0,552 до 0,967, и в среднем составляет 0,84.

Кондиционные значения серпуховских коллекторов следующие: пористость - 7,7%, проницаемость - 37•10-3 мкм2, нефтенасыщенность - 0,537. Анализ тренда трещинной проницаемости показал закономерное уменьшение параметра от сводовой в сторону переклинальной части залежи. Так, если в своде выделяются зоны с абсолютной величиной достигающей более 200мД, то ближе к контуру значения уменьшаются до 40мД и менее. Аналогичный характер поведения подмечен и на залежи 302.

Таким образом, особенностями геологического строения залежей являются: ухудшение коллекторских свойств продуктивных отложений от серпуховского горизонта к башкирскому ярусу, параметры макронеоднородности от нижнего объекта разработки к верхнему повторяют динамику коллекторских свойств, за исключением коэффициента расчлененности.

Очевидно, природа происхождения проницаемости и характер ее распространения в определенной мере может сказаться на динамике отбора жидкости по скважинам. Можно сделать предположение о более интенсивных темпах и динамике обводнения продукции скважин в сводовой части залежей 302 - 303 по сравнению с бортовой и о сходстве типов динамики отбора жидкости, полученного по скважинам, дренирующим запасы нефти этих залежей.

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в налитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Давление насыщения изменяется по всему горизонту от 0,3 до 5,75 МПа, среднее значение равно 1,91 МПа, газовый фактор - от 6,2 до 22,8 м3/т, средневзвешенное значение которого равно 14,67 м3/т, вязкость пластовая изменяется от 11,8 до 100,49 мПа•с, среднее значение равно 32,47 мПа•с.

Нефть турнейского яруса относится к группе тяжелых, высокосернистых и парафинистых. Содержание серы в нефти изменяется от 1,2 до 4,8 %, в среднем равно 2,9 %, асфальтенов - от 2,1 до 10,4 %, в среднем 3,4 %, парафинов - от 2,3 до 14,0 %, среднее значение равно 4,8 %.

При разгонке нефти получены следующие фракции: до 100 0С - 4,1 %, до 200 0С - 12,9 % и до 300 0С - 29,0 %.

Водоносность турнейских отложений связана с пористыми, трещиновато-пористыми известняками и доломитами. Дебиты скважин не превышают 20 м3/сут. при понижении уровня от 500 м до 900 м от устья скважин. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от плюс 12 м до плюс 22 м.

Начальное пластовое давление составляет в среднем 11,5 МПа. Воды в турнейских отложениях напорные. Режимы залежей, приуроченные к этим отложениям, упруго-водонапорные. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация колеблется в пределах от 201 г/дм3 до 264 г/дм3, плотность - от 1140 кг/м3 до 1170 кг/м3, вязкость - от 1,57•10-3 Па•с до 1,8•10-3 Па•с. По преобладающим компонентам пластовые воды являются хлоридно-натриевыми высокоминерализованными рассолами с содержанием ионов хлора от 126 г/дм3 до 161 г/дм3, натрия - от 51 г/дм3 до 81 г/дм3, кальция - от 8 г/дм3 до 19 г/дм3, сульфатов - от 0,4 г/дм3 до 1,3 г/дм3, гидрокарбонатов - от 0,02 г/дм3 до 0,7 г/дм3. Из микрокомпонентов в водах обнаружены йод, бром, бор.

Пластовые воды турнейского яруса отличаются значительным содержанием растворенного газа, преимущественно метаново-азотного состава. Газонасыщенность вод изменяется от 0,05 м3/м3 до 1,5 м3/м3, а суммарное содержание углеводородов от 0,01 м3/м3 до 0,7 м3/м3. Отношение суммарного содержания углеводородов к азоту колеблется от 0,2 доли ед. до 2,6 доли ед.

Температура пластовых вод колеблется в пределах от 21 до 24 0С [2].

Всего по 1 залежи Ромашкинского месторождения проанализировано: пластовых - 228 проб, поверхностных - 228 проб. Исследование свойств нефти бобриковского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 76 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 228 проб, следующие (см. табл. 1.2): давление насыщения - 3,8 МПа, газосодержание - 19,7 м3/т, объемный коэффициент - 1,0547, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 35,7 мПа.с. Плотность пластовой нефти - 881,2 кг/м3, сепарированной - 905,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть бобриковского горизонта относится к группе средних нефтей. Массовая доля серы - 2,8 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20оС составляет 69,7.10?6 м2/с.

По химическому составу пластовые воды относятся к хлоридно-натриевому типу. Общая минерализация их колеблется в пределах 211 - 245 мг/дм3. Растворенный в пластовых водах газ имеет преимущественно азотный состав [3].

Нефть башкирского яруса (залежь 302).

Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 21 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 40 проб, следующие: давление насыщения - 1,2 МПа, газосодержание - 6,66 м3/т, объемный коэффициент - 1,0332, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 36,62 мПа•с. Плотность пластовой нефти - 883,0 кг/м3, сепарированной - 906,8 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть башкирского яруса относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 3,38 % масс нефть сернистая. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20оС составляет 103,2 мм2/с.

Нефть серпуховского горизонта (залежь 303).

Исследование свойств нефти серпуховского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 13 скважины. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 27 проб, следующие: давление насыщения - 1,12 МПа, газосодержание - 5,73 м3/т, объемный коэффициент - 1,0316, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 43,65 мПа•с. Плотность пластовой нефти - 879,0 кг/м3, сепарированной - 916,3 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть серпуховского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 2,96 % масс нефть сернистая.

В башкирских отложениях водонасыщенными являются карбонатные коллекторы. Дебит скважин при разных динамических уровнях изменяется в пределах 1 - 3 м3/сут. По химическому составу воды относятся к типу хлор-кальциевых (по Сулину В.А ).

Режим водонасыщенных коллекторов водонапорный. Состав газа азотный, присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т. Газонасыщенность 0,13 м3/т. Объемный коэффициент - 1,001.

В разрезе серпуховских отложений водонасыщенность связана с трещиноватыми, кавернозно-трещиноватыми известняками и доломитами с включением гнезд ангидрита. Дебит скважин колеблется от 25 до 114 м3/сут. при динамических уровнях 400 - 700 м. Режим пластов водонапорный. По химическому составу воды относятся к хлор-кальциевому типу (по Сулину В.А.). Общая минерализация колеблется от 17,8 до 230,0 г/л, плотность изменяется от 1009,0 до 1175,0 кг/м3, вязкость от 1,03 до 1,80 мПа•с. В пластовых водах присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т, состав газа азотный. Газонасыщенность 0,14 м3/т, объемный коэффициент -1,003 (см. табл. 1.5) [5].

Таким образом, залежи, разрабатываемые ЦДНиГ-4, являются весьма сложными объектами нефтедобычи. Сложность извлечения запасов нефти обусловлена следующими особенностями:

- высокой послойной и зональной неоднородностью коллекторов. Послойная неоднородность пластов по проницаемости создает неравномерность выработки запасов нефти по разрезу, существенно влияет на характер продукции скважин и является одной из причин неполного охвата пластов заводнением. Наблюдаемая зональная неоднородность пластов по проницаемости обуславливает в основном разновременность отключения обводнившихся скважин и неравномерность выработки запасов нефти по площади. Тем самым она также способствует неполному охвату пластов заводнением;

- низкими фильтрационными, коллекторскими свойствами матрицы породы.

- наличием трещин;

- повышенной вязкостью нефти;

- низким газовым фактором.

Отдельным пунктом следует выделить увеличение обводненности в результате выщелачивания породы и подтягивания воды к забоям добывающих скважин. Высокая скорость обводнения скважин, характерная для рассматриваемого объекта, связана с геологическими особенностями залежей, перечисленными выше. Фильтрация жидкости в трещинно-пористой среде происходит, в основном, по трещинам, что приводит к быстрой обводненности добывающей скважины как нагнетаемой, так и подошвенной водой даже при значительном удалении от водоносных горизонтов.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Текущее состояние разработки промысловых объектов ЦДНиГ

Залежь 701

Скважины 701 залежи на территории деятельности ЦДНиГ-4 пробурены в период 1984-1986 гг. Среднесуточная добыча жидкости составляет 8,5 м3, нефти - 6,89 м3. Годовая добыча жидкости составила 301 т, нефти - 253 т. С начала ввода скважин из бурения добыто 28562 т нефти и 16007 т воды. Средняя обводненность по скважинам - 10,2 %. Среднее забойное давление - 5,3 МПа [6].

Залежь 904 (Куакбашская площадь)

Среднесуточный дебит жидкости по залежи - 149,9 м3, нефти - 13,37 м3. Добыча за 2009 г составила: нефти - 599 т, воды - 9327 т. С начала разработки по ЦДНиГ-4 добыто143,84 тыс. т. нефти и 1460,2 тыс. т воды.

На сегодняшний день средняя обводненность по залежи составляет 89,6 %. Среднее забойное давление 8,9 МПа [6].

Залежь 1

Первые скважины были пробурены в 1949 г., однако промышленная разработка Шугуровского участка залежи началась во второй половине 1970-х гг. Проект разработки был составлен в 1978 г. Разбуривание ведется по равномерной сетке 350 x 300 м. Рекомендуемый для внедрения объем мероприятий позволит достичь конечной величины нефтеизвлечения 0,433 [3].

С начала эксплуатации на залежи 1 по ЦДНиГ-4 добыто 3083,8 т нефти и 2722,5 т воды. За весь период разработки обводненность добываемой продукции выросла на 66,8%. Максимального значения, равного 81,8%, обводненность достигла в 1984г. С 1985г. по 1994г. наблюдалось ежегодное снижение обводненности до значения 65,5%. С 1995г. обводненность ежегодно росла и в 2007г. достигла 77%. На сегодняшний день средняя обводненность скважин залежи по цеху - 74,4 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значения 0,341.

Среднее давление на забое добывающих скважин, ежегодно меняясь, снизилось и в 2009 г. составило 4,6 МПа. Среднесуточная добыча по скважинам залежи по ЦДНиГ-4 составляет: жидкости - 483,9 м3, нефти - 112,2 м3 [6].

Залежь 201

Накопленная добыча нефти составляет 208,1 тыс. т. нефти и 771,8 тыс. т. воды. В среднем по залежи добывается 266,5 м3/сут жидкости и 146,99 м3/сут нефти. Среднее значение давления на забое добывающих скважин - 3,3 МПа.

Обводненность - 37,9 %. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,247 [2].

За 2009 г. добыча нефти составила 5904 т, воды - 5102 т.

В период с 2002 по 2008 год на залежи по ЦДНиГ-4 пробурено 11 скважин.

Обводненность на пробуренных скважинах на сегодняшний день составляет менее 20 % и лишь на одной из них около 50 %. Среднесуточный дебит пробуренных в этот период скважин составляет: жидкости - 5,24 м3/сут, нефти - 3,9 м3/сут [6].

Залежь 302

ЦДНиГ-4 по скважинам залежи в среднем за сутки добывается 994 м3 жидкости и 123,2 м3 нефти.

Средний дебит добывающей скважины по нефти составил 1,28 м3/сут., по жидкости - 14,6 м3/сут. Среднее давление на забое добывающих скважин равно 4,2 МПа [6].

Максимальный уровень добычи нефти за счет возвращенных скважин был достигнут в 1982 г. - 72,4 тыс. т, при отборе 2,06 % от извлекаемых запасов. Обводненность при этом составила 55,1 %, КИН - 0,0043, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 0,6 %. В последующие годы началось снижение годовых отборов нефти. Начиная с 2001 года начался рост добычи нефти за счет бурения новых скважин. За период 2001-2009гг пробурено 32 добывающих скважины [5].

По состоянию на 1.01.2010 г. из продуктивных пластов отобрано 1295,8 тыс.т нефти или 10,8 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Текущий КИН равен 0,021. Добыча нефти в 2009г. составила 6,42 тыс.т., воды - 45,2 тыс.т. Вместе с нефтью с начала разработки отобрано 4323,3 тыс.т воды [6].

В 1978г. начались опытно-промышленные работы по изучению возможности поддержания пластового давления. В настоящее время закачка воды ведется в основном на опытных участках на залежи 302 с целью испытания циклического заводнения карбонатных коллекторов.

Залежь характеризуется высокой обводненностью продукции скважин. Рост обводненности добываемой продукции наблюдался до 1989г. и достиг своего максимума - 77,2 %. С 1990г. начинается снижение обводненности, что связано с остановкой высокообводненных скважин и большим количеством водоизоляционных мероприятий [5]. Текущая обводненность продукции по скважинам ЦДНиГ-4 равна 59,2 %. Все действующие добывающие скважины работают с водой, из них 6 скважин обводнились закачиваемой, а остальные - подошвенной и смешанной водой. При этом 50 (63,3 %) скважин работают с обводненностью более 50 % [6].

Залежь 303

Опытная эксплуатация серпуховских отложений была начата в 1943 г. единичными скважинами. Согласно протоколу ЦКР от 26.06.86г. №1211, ввод залежей в промышленную разработку предусматривался с 1987 года. В результате неблагоприятной экологической обстановки, сложившейся в районе залегания залежей, сроки интенсивного разбуривания были перенесены на 1990 год. Из-за отсутствия капитальных вложений буровые работы были сокращены до минимума. В период 2000 - 2009гг. возобновлены работы по разбуриванию залежей. На серпуховские отложения в этот период пробурено 144 добывающие скважины (в т.ч. 38 горизонтальных) [5].

В 2009 г. средний дебит по нефти составил 918,34 м3/сут., по жидкости 4153,3 м3/сут. Среднее давление на забое добывающих скважин равно 5,3 МПа. Обводненность - 79,9 %.

Дебит одной скважины на залежи по ЦДНиГ-4 в среднем составляет: нефти - 1,89 м3/сут, жидкости - 8,3 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2010г. из продуктивных пластов 303 залежи по ЦДНиГ-4 отобрано 3401,7 тыс.т нефти или 11,4 % от утвержденных начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,028. Добыча нефти в 2009 г. составила 48,2 тыс.т, воды - 226,4 тыс.т.

В среднем по ЦДНиГ-4 в сутки добывается 7703,2 м3 жидкости и 145 м3 нефти. Всего с начала разработки добыто 9161,89 тыс.т нефти. Вместе с нефтью с начала разработки извлечено 18546,87 тыс.т воды [6].

Как видно из таблицы, добыча нефти с каждым годом растет, что связано с вводом новых скважин из бурения.

В то же время за последний год удалось снизить количество попутно добываемой воды. Дополнительная добыча нефти и снижение обводненности связаны с большим объемом проводимых на промысловом объекте мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов (в том числе и водоизоляционные работы) и улучшение проницаемости призабойных зон скважин.

2.2 Анализ показателей работы эксплуатационного фонда скважин

По состоянию на 1.01.2010г. пробуренный фонд ЦДНиГ-4 составил 585 скважин.

Эксплуатационный фонд составляет 500 скважин: из них 17 скважин переведены из категории разведочная, 1 - пьезометрическая, 1 - дающая техническую воду и 26 - из нагнетательной.

Неэксплуатационный фонд составляет 85 скважин. Из них по причине малодебитности и обводненности находятся в консервации 9 и по различным причинам ликвидировано 42 скважины.

Из 77 добывающих скважин (15,4 % от общего фонда) залежи 1 три скважины переведены из категории «разведочная» и одна - из нагнетательной. В неэксплуатационном фонде числится 15 скважин, 6- ликвидированы.

На 01.01.2010 г в пробуренном фонде залежи 302 числится 96 скважин, 9 из которых составляют неэксплуатационный фонд. В консервации находится 2 скважины и 3 - ликвидированы.

Эксплуатационный фонд на конец 2009 г. составляет 281 скважину (56,2 %), в т.ч. 27 переведены из других категорий. В бездействующем фонде находится 33 скважины, из-за малодебитности и высокой обводненности, 6 скважин находятся в консервации. По различным причинам 13 скважин ликвидировано.

Лабораторией были проведены анализы 2405 проб на содержание ионов водорода, отобранных на 454 скважинах.

75,8 % скважин работает с пластовым давлением 60-80 атм. На 73 скважинах (14,5 %) пластовое давление составляет 80-100 атм.

Почти весь фонд работает с давлением на забое до 80 атм (рис. 2.11). 178 скважин - 35,6 % - работают с забойным давлением от 60 до 80 атм, 142 скважины (28,4 %) - с давлением 40-60 атм и на 170 скважинах (34 %) забойное давление не превышает 40 атм.

Таким образом, основная часть фонда приходится на залежь 302-303. На 1.01.2010г. более 95 % фонда скважин ЦДНиГ-4 разрабатывается механизированным способом. На долю электроценробежных насосов приходится всего 7,1 % механизированного фонда, а с помощью глубинных штанговых насосов эксплуатируется 92,9 % фонда скважин.

Большая часть фонда скважин работает со следующими параметрами:

- глубина спуска ГНО - от 300 до 700 м;

- депрессией на пласт до 20 атм;

- обводненность более 50 %.

- рН среды от 7 до8,5 (щелочная среда).

2.3 Анализ причин подземного ремонта скважин по ЦДНиГ-4

Всего в период с 1.01.2007 г. по 1.01.2010 г. по ЦДНиГ-4 было выполнено 878 подземных ремонтов. 691 ремонт был выполнен на скважинах оборудованных штанговыми глубинными насосами, 74 - на скважинах с электроцентробежными насосами, и 113 ремонтов на скважинах с прочими способами эксплуатации.

Распределение ремонтов по годам в зависимости от причины показаны в таблице 2.3 и на рисунке 2.14.

В 2007 году было проведено 314 ТРС. Из них 221 ремонт (70,4 %) - ШГН, 32 (10,2 %) - ЭЦН,61 (19,4 %) - прочие способы.

В 2008 году выполнено 277 ремонтов: ШГН - 223 ремонта (80,5 %), ЭЦН - 25 ремонтов (9%), прочие способы - 29 ремонтов (10,5 %).

В 2009 году проведено 287 ремонтов скважин, из которых 247 (86 %) эксплуатируются ШГН, 17 (5,9 %) - ЭЦН, 23 (8 %) - прочими способами.

В 2009г. произошло увеличение количества ремонтов по причинам «ИУР» и «Прочие причины». Однако их доля в общем количестве ремонтов остается невысокой.

Увеличение количества ремонтов в 2009 г произошло в связи с увеличением работ по оптимизации работы скважин. В 2007г. из 22 проведенных ремонтов 13 связаны со снижением динамического уровня и 9 - с оптимизацией работы скважин. В 2008г. по причине ИУР ремонтировалось 11скважин (9 - оптимизация и 2 - снижение уровня). В 2009г. проведено 27 ремонтов по оптимизации работы скважин и на одной скважине - ремонт в связи со снижением динамического уровня.

Значительная доля работ по причине ОПЗ и ПНП вызвана увеличением обводненности скважин и связана с изоляционными работами. Следствием этих работ является уменьшение количества ремонтов по причине эксплуатационных отказов.

Рассмотрим более подробно причины, вызвавшие эксплуатационные отказы и отказы оборудования, т.к., несмотря на уменьшение частоты ремонтов, их доля в общем количестве ремонтов остается самой значительной.

Доля эксплуатационных отказов в общем количестве ремонтов уменьшается с каждым годом (с 28,3 % от всех ремонтов в 2007г. до 19,2 % - в 2009г.). Если в 2007 г основную долю эксплуатационных отказов составляли отложения солей - 32 (36 % от причины и 10,2 % от общего количества ремонтов), то в 2008г. больше ремонтов произошло по причине коррозии - 31 ремонт (42,5 % от причины и 11,2 % от всех ремонтов). В 2009г. ремонтов по основным причинам эксплуатационных отказов было примерно одинаковым: 17 ремонтов (31 % от причины и 5,9 % от всех ремонтов)- отложения солей и 19 (34 % от причины и 6,6 % от всех ремонтов) - износ, разрушение коррозионное.

Рассмотрим более подробно основные причины эксплуатационных отказов и условия работы скважин, на которых было произведено наибольшее количество ремонтов.

Процесс отложения неорганических солей непосредственно связан с возникновением состояния перенасыщенности водной системы слаборастворимыми солями, в значительных количествах содержащихся в пластовых и попутно добываемых водах. Состояние перенасыщения возникает по ряду причин, связанных с природными условиями - составом пластовых и закачиваемых вод, составом пород продуктивного пласта с условиями разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, особенностями сбора и подготовки нефти и воды [7, стр. 66-67].

Основными причинами, обуславливающими процесс солеотложения, являются:

1) Химическая несовместимость различных пластовых рассолов или технических вод при формировании состава попутных или сточных вод, а также перемешивании попутных вод с прорывными посторонними водами.

2) Выщелачивание пород коллектора с последующим обогащением промысловых вод осадкообразующими ионами.

3) Изменение термодинамических условий, имеющих место в существующей системе добычи нефти.

Рассмотрим условия работы скважин, на которых причиной ремонта были солеотложения в ГНО.

Всего по причине отложения солей было выполнено 65 ремонтов. На залежи 1 было отремонтировано 9 скважин или 11,69 % от фонда скважин по залежи, на залежах 302-303 - 56 скважин (15,2 %).

46 % скважин, вышедших в ремонт, отработали менее 300 суток. На 10 скважинах (15,4 %) наработка составила от300 до 400 суток.

В преждевременный ремонт вышло 6 скважин эксплуатируемых УШГН.

Наибольшее количество ремонтов по причине отложения солей было выполнено на скважинах, где обводненность составила 70-90 %, однако в процентном соотношении к фонду скважин, работающих с теми же параметрами - больше всего ремонтов выполнено на скважинах с обводненностью 50-70 % (рис. 2.18).

Рис. 2.18 Количество ремонтов в зависимости от обводненности

На скважинах с глубиной спуска насосного оборудования 300-500 м выполнено 24 ремонта (40%) или 17,8 % от фонда. 19 ремонтов (29 %) произошло на скважинах с глубиной спуска ГНО от 500 до 700 м. В 9 случаях (16 % от фонда, работающего с такими же параметрами) отложение солей произошло на скважинах с глубиной спуска ГНО 700-900 м.

С ростом депрессии количество ремонтов уменьшается от 30 - при депрессии на пласт до 10 атм - до 3 ремонтов - при депрессии более 50 атм.

Более половины ремонтов - 61,5 % - произошло на скважинах с дебитом жидкости до 10 м3/сут , из них 16 ремонтов на скважинах с дебитом до 5 м3/сут и 24 ремонта на скважинах с дебитом 5 - 10 м3/сут. На 14 скважинах дебит по жидкости составлял 10 - 15 м3/сут.

Наибольшее количество ремонтов было выполнено на скважинах с рН более 8 - 24 ремонта (89 %), на скважинах с рН 7,5-8 выполнено 24 (40 %).

С увеличением давления на приеме количество ремонтов возрастает до 13 при давлении 30-40 атм и затем снижается.

Таким образом, наибольшее количество ремонтов по причине солеотложения произошло на скважинах со следующими параметрами работы:

- с наработкой менее 400 суток - 40 скважин или 61,5 % от ремонтов по причине солеотложения;

- с обводненностью: 70-90 % - 21 ремонт (29 % от фонда), 50-70 % - 18 ремонтов (36 % от фонда);

- в интервале глубины до 700 метров - 50 ремонтов (77 % от причины и 64,5 % от фонда);

- с депрессией на пласт до 20 атм. - 49 ремонтов (до 10 атм. - 30 рем., 10-20 атм. - 19 рем.) или 75,4 % от причины и 36,3 % от фонда

- с дебитом жидкости от 5 до 10 м3/сут - 37 % от ремонтов по причине солеотложения;

- с длиной хода ТПШ до 1,5 м - 25 ремонтов (38,5 % от причины и 17,12 % от фонда);

- с числом качаний от 3 до 4,5 - 30 ремонтов (46 % от причины и 69 % от фонда);

- с рН от 7,5 до 8,5 - 50 ремонтов (77 %).

Рассмотрим ремонты, произошедшие по причине износа, разрушения коррозионного.

Промысловое оборудование работает при одновременном воздействии нескольких факторов: коррозионной среды, механических напряжений (растягивающих, знакопеременных и др.), трения, давления, температуры и др. Суммарное воздействие всех факторов превышает сумму воздействия каждого из них в отдельности. При этом не только усиливается скорость коррозии, но и меняется также характер разрушения металла.