Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ эффективности подземного ремонта скважин

Анализ эффективности подземного ремонта скважин

Анализ разработки фонда нефтяных месторождений. Суть оборудования и материалов, применяемых для проведения ремонта скважин. Определение скорости подъема крюка. Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 16.10.2015
Размер файла 196,3 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»

Содержание

Реферат

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Анализ разработки и состояние фонда нефтяных месторождений НГДУ «АН»

1.2 Краткая характеристика Шкаповского нефтяного месторождения

1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения

1.4 Состав пород и коллекторские характеристики пластов Д I и ДIV

1.5 Состояние разработки Шкаповского месторождения

2. Технологическая часть

2.1 Краткая характеристика подземного ремонта скважин, основные задачи ПРС

2.2 Организация работ по подземному ремонту скважин в НГДУ «Аксаковнефть»

2.3 Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин

2.4 Анализ ПРС в НГДУ «Аксаковнефть»

2.5 Планирование подземных ремонтов скважин

2.6 Рекомендации по снижению продолжительности ПРС

2.7 Основные расчеты при ПРС

3. Экономическая часть

3.1 Анализ основных показателей производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Аксаковнефть»

3.2 Методика расчёта экономического эффекта

3.3 Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана

3.4 Анализ баланса рабочего времени ПРС

4. Безопасность и экология

4.1 Организация обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов в НГДУ «Аксаковнефть»

4.2 Обеспечение безопасности при проведении текущих ремонтов скважин в НГДУ "Аксаковнефть"

4.3 Охрана окружающей среды

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Перечень сокращений, условных обозначений, символов терминов

Реферат

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»

Дипломный проект состоит из 128 страниц, 12 рисунков, 36 таблиц, графических приложений, использовано 13 библиографических источников.

В работе рассмотрено текущее состояние разработки фонда нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» и, в том числе - самого крупного из них - Шкаповского месторождения, приведена геологическая характеристика основных продуктивных пластов, описаны физико-химические характеристики нефтей, газов и пластовых вод Шкаповского месторождения.

В технологической части рассмотрены виды и причины подземных ремонтов скважин за период с 2001 по 2005 годы, произведён анализ эффективности проведения подземных ремонтов скважин, анализ баланса рабочего времени, предложены пути по снижению количества ремонтов. Описаны оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин, технические средства для повышения качества ремонтных работ. Приведена методика расчетов по оптимизации работы скважин с УСШН, основные расчёты, проводимые при текущем ремонте скважин, расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.

Рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды при проведении подземного ремонта скважин.

Введение

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самыми разнообразными, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменением пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и прочие. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течении самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающим предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.

Все ремонты скважин в зависимости от их характера и сложности разделяются на текущий и капитальный. Текущий ремонт скважин, еще называемый нефтяниками как подземный, в основном, связан с ликвидацией отказов или заменой подземного оборудования. Добыча нефти в НГДУ «Аксаковнефть» и, в частности, на Шкаповском месторождении, находящемся на поздней стадии разработки, в значительной степени зависит от большого комплекса технологических мероприятий, выполненными при текущим ремонте скважин. В связи с ростом действующего механизированного фонда скважин, службы ПРС по своему значению стали одним из основных факторов, обуславливающих поддержание требуемого уровня добычи нефти. Быстрейшее восстановление и ввод в строй действующих скважин - задача огромной народнохозяйственной важности.

При достигнутом уровне производства вопрос использования внутренних резервов имеет первостепенное значение. Одним из таких резервов является повышение качества работ подземного ремонта скважин.

1. Геологическая часть

1.1 Анализ разработки и состояние фонда нефтяных месторождений НГДУ «АН»

На 1.01.2001г на балансе НГДУ находятся 15 месторождений (см. рисунок 1), из которых 4 месторождения находятся на первой стадии разработки, одно- на второй, два - в третьей, восемь - в четвертой.

Годовая добыча по НГДУ "Аксаковнефть" составила 1205,4 тыс. т. нефти, при плане 1178 тыс. т. (см. таблица 1.1 рис.2). План выполнен на 102,2%. Успешному выполнению плановых заданий способствовало проведение комплекса мероприятий по геологическому обеспечению добычи нефти, совершенствование проектных систем и регулирование процесса разработки, проведение геолого-технических мероприятий по оптимизации параметров эксплуатации скважин, внедрение новых прогрессивных методов и технологий, направленных на повышение нефтеотдачи, работы по переводу скважин на новые эксплуатационные объекты.

При плане 310 проведено 330 геолого-технических мероприятий с эффективностью 101,9 тыс. т. при плане 71,5 тыс. т дополнительно добытой нефти Выполнен план по вводу новых скважин. При плане 17 введено 17 скважин. Добыча нефти из новых скважин составила 28,5 тыс. т.

Таблица 1.1 Показатели добычи нефти по НГДУ «Аксаковнефть» на 1.01 2005 г.

Показатели

Кл-во

1 Годовая добыча нефти, тыс. т

1171.1

2. Годовой отбор жидкости, тыс.т

17491.4

3. Закачка воды, тыс. м3

15189.6

4 Обводненность,%

93.3

5 Среднегодовой дебит нефти 1 скважины, т /сут

2.8

6. Действующий фонд скважин,

в том числе:

- добывающих

- нагнетательных

1180

381

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом.

1 стадия разработки

Месторождения Исламгуловское, Згурицкое , Аксеновское, Альшеевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Доля добычи нефти -2% запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям- 0,54%.Извлечено 0,6% от начальных извлекаемых запасов.

П стадия разработки.

В этой стадии разработки - Каменское месторождение. Извлечено 0,51% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,3%, а от остаточных запасов 4,6%.

Ш стадия разработки.

Это Знаменское и Орловское месторождения. Доля добычи нефти от общей составила 45%.Отобрано 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,5% и 6,7% от остаточных извлекаемых запасов.

1Y стадия разработки

Восемь месторождений: Шкаповское, Белебеевское, Шафрановское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 90% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 52,1%, отобрано 94,5% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,26% и 5,5% от остаточных.

По состоянию на 1.01.2005г на месторождениях НГДУ «АН» добыто 225411,6 тыс. т нефти или 90,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2001 году добыто 1205,4 тыс. т нефти, что соответствует годовому темпу 0,48% от начальных и 4,9% от остаточных извлекаемых запасов.

Отбор жидкости по месторождениям за 2005г составил 17596,7 тыс. т. против 17447 тыс.т. в 2001 году. Традиционного снижения добычи жидкости не произошло из-за пуска в работу бездействующих, контрольных, консервированных скважин по состоянию на 1.01.01г. По 56 пущенным таким скважинам объем добычи жидкости в отчетном году составил 763950т.

По состоянию на 1.01.2005г. на месторождениях пробурено 3832 скважин, в том числе действующих -1141, бездействующих-41, в освоении-2, нагнетательных-509, ликвидированных и ожидающих ликвидации- 1787, в консервации-42, под сброс-6, пьезометрических и контрольных-172, водозаборных и дающих техническую воду-120. 88% действующего фонда дают обводненную продукцию, в том числе с обводнением свыше 90% работают 330 скважин или 28,9% действующего фонда.

Распределение по обводненности действующего фонда следующее:

до 2% - 8 скв.

от2-20% - 199скв.

от 20-50 % - 175скв.

от50-90 % - 292скв.

свыше 90% - 330скв.

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации:

электропогружными установками эксплуатируются 297 скважин с дебитом нефти на 1 скв. 5,3 т/сут, жидкости 157,9 м3/ сут

штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируются 820 скважин с дебитом нефти на 1 скважину 2,2 т/сут, жидкости- 4,2м3/сут.

В 2000 году эксплуатационное бурение осуществлялось на Знаменском и Альшеевском месторождениях и Октябрьской площади Сатаевского месторождения.

В течение года введено в эксплуатацию 12 скважин из бурения, из которых добыто 17,8 тыс. т нефти, из разведки введено 5 скважин с добычей нефти 1,7 тыс. т из освоения прошлых лет-3 скважины с добычей 1,7 тыс.т нефти. В целом по НГДУ из 17 новых скважин добыто 28,5 тыс. т нефти. Дебит на 1 новую скважину составляет 9,8 т/сут.

Согласно технологическим проектам и схемам разработки, 8 месторождений разрабатываются с поддержанием пластового давления путем различных вариантов заводнения.

1.2 Краткая характеристика Шкаповского нефтяного месторождения

Шкаповское месторождение расположено на юго-западе Башкортостана на территории Бижбулякского административного района и является самим крупным из эксплуатируемых НГДУ «Аксаковнефть».

Месторождение расположено на Восточной окраине Альметьевской вершины Татарского свода. На тектонических схемах по кристаллическому фундаменту район месторождения находится в пределах северного крыла Серноводско-абдуллинского авлакогена. Предполагаемая глубина залегания кристаллического фундамента составляет 5-5,5 км.

Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо-западного простирания. Размер структуры по замкнутой изогипсе-1685 м (по верхнему известняку составляют 20х13 км), при амплитуде около 20 м. Углы наклона крыльев не более 50 град., т.е. складка не очень пологая. Структура осложнена небольшими куполами, прогибами, уступами. Вокруг основной структуры выявлено большое количество второстепенных мелких поднятий небольших размеров и амплитуды, отделенных седловинами. Особенно много таких структур в северной части площади.

На основной брахиантиклинали выделяется три относительно приподнятые зоны: центральная, юго-западная и северо-восточная.

Центральная зона (сводовая часть складки) разделена на ряд невысоких вершин. Юго-западное крыло этой зоны более крутое, чем северо-восточное. С севера-запада зона постепенно сужается.

Широкий террасовидный прогиб отделяет юго-западную приподнятую зону. Юго-западный борт этого прогиба более узкий и крутой (до 40 град), чем северо-восточный (до 10 град). Здесь также выделяется несколько вершин небольших размеров. К юго-востоку и северо-западу все зоны сливаются, образуя переклинальные окончания структуры. Структурный план по «верхнему известняку», в основном, сохраняется и по другим поверхностям нижележащих горизонтов.

В вышележащих отложениях структурный план несколько отличается, хотя, в целом наблюдается соответствие. Так, в верхнем фамене проявляется контрастное поднятие (до 32м). По кровле турнейских известняков амплитуда этих поднятий уменьшается, хотя, в целом, они еще сохраняются. В среднем карбоне Шкаповская структура, в основном, сохраняет свои размеры, однако амплитуда ее сокращается более, чем вдвое. Так, в верейском горизонте ее высота составляет всего 15 м. В верхнепермских отложениях структура практически теряется. В разрезе месторождений вскрыты отложения палеозоя (пермь, карбон, девон) и вендрифея.

Специфичным для района месторождения является размыв верхней части кальцеоловых известняков (нижний известняк) и непосредственное налегание песчаников ДIV на карбонаты. Глубина размыва различная. Эту особенность строения пластов ДIV необходимо отметить потому, что в начальный период разработки верхняя часть карбонатной части «нижнего известняка» считалась продуктивной, хотя в действительности нефть была получена из ДIV.

Шкаповское месторождение открыто в 1953 году по результатам структурного бурения. При опробовании скважины № 2 был получен промышленный приток нефти из песчаников ТТНК, а в скважине № 3 - из ДI. В марте 1954 года была установлена промышленная нефтеносность и горизонта ДIV. Позднее выявлена нефтеносность карбонатов турнейского и фаменского ярусов, а также песчаников горизонта ДII.

В гидрогеологическом отношении месторождение расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна. Осадочный чехол бассейна расчленяется на три водоносных яруса: верхний - кунгурский (галогенной толщи), средний (между кунгурскими и кыновскими отложениями) и нижний (терригенная толща девона).

1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения

Нефти пластов горизонтов ДI и ДIV не различаются (табл. 1.3, 1.4, 1.5) . Плотность нефтей составляет 870кг/м3. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по залежам закономерно изменяется. Так, если в сводной части месторождения плотность нефти составляет 860кг/м3, то к периферии она постепенно увеличивается до 870 кг/м3.При этом растет и содержание серы (от 1,4 до 2,6 %). Молекулярный вес нефти ДI около 157, ДIV - 105.

По основным параметрам нефть ДIV маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая, смолистая. Среднее содержание легких углеводородов составляет 18,5 % весовых (в ДI- 6%.). Так же как и в ДI, к контуру повышается плотность нефти (от 810 до 822 кг/ м 3).

По ДI и ДIV состав газов весьма близок. В ДI несколько больше метана и меньше этана. Характерно отсутствие сероводорода и значительно, до 14% содержание азота.

Воды пресные, высокопродуктивные, преимущественно сульфатнатриевого типа, слабоминерализованные, с малым содержанием хлоридов. В составе солей преобладают бикарбонаты кальция и магния. Воды жесткие (по Пальмеру А2, S1, S2).

Водоносные горизонты среднего яруса (карбонаты и песчаники) занимают промежуточное положение, они закрытые. Минерализация воды резко возрастает.

Таблица 1.3 Характеристика поверхностных нефтей

Показатели

Продуктивные горизонты, пласты

ДI

ДIV

Плотность при Р=0, t=20град., кг/м3

870

822

Кинематическая вязкость, х10-4 м2 /с

19,7

6

Содержание:

Асфальтенов, %

6,4

3,10

Силикагелевых смол, %

8,5

5,8

Акцизных смол, %

34

14,8

Серы, %

1,8

0,8

Парафина, %

1,6

5,2

Таблица 1.4 Характеристика пластовых нефтей

Показатели

Горизонты

ТТНД

ДI

ДIV

Температура пласта, С

29

38

39

Давление насыщения, МПа

2,1

9,9

15,2

Коэффициент сжимаемости, х10-10 Па

5,1

8,6

12,8

Плотность, кг/м3

При 17,5 МПа,

При 20МПа

При Р=Рнас

При Р=0; t=20С

923

832

--

--

--

744

916

826

738

0,923

0,866

0,820

Вязкость, мПас

при Р=17,5

72,7

4,1

--

При Р=20МПа

--

--

0,98

При Р=Рнас

52,5

3,6

0,93

При Р=0, Т=20С

99,2

13,8

4,7

Объемный коэффициент

1,004

1,117

1,301

Вниз по разрезу происходит закономерное изменение химического состава вод. С глубиной снижается сульфатность, первая соленость, возрастает содержание кальция, брома. Все это свидетельствует о постепенном возрастании метаморфизации.

В нижнем ярусе основными водоносными горизонтами являются пласты песчаников терригенной толщи девона. Воды этих горизонтов сильно метаморфизованы. Снижается содержание кальция. По солевому составу воды ДI и ДIV практически идентичны. Газы жирные. Содержание редких компонентов в попутных газах девонских объектов небольшое. Гелия в ДI - 0,05-0,06мол.% (в среднем 0,06), в ДIV - 0,03-0,08мол.% (в среднем 0,05). Аргона в ДI около 0,05% (в среднем 0,05), в ДIV - до 0,07 % (в среднем 0,06 %)

Таблица 1.5 Параметры основных объектов разработки Шкаповского месторождения на 1.01.2005 г.

Параметры

Горизонты

ДI

ДIV

Проницаемость, х10-3 мкм2

460

300

Плотность нефти, кг/м3

867

820

Вязкость нефти, мПа*с

4,0

1,0

Глубина залегания пласта, м

2030

2100

Толщина пласта, м

В т.ч. общая

17,8

18,0

Эффективная нефтенасыщенная

7,0

5,9

Коэффициент, доли единицы:

Пористости

0,19

0,18

Нефтенасыщенности

0,88

0,86

Пластовое давление, Мпа:

- начальное

-текущее (на 1.01.2005 г)

1.4 Состав пород и коллекторские характеристики пластов Д I и ДIV

Песчаники ДI входят в состав пашийского стратиграфического горизонта, в кровле и подошве которого в большинстве разрезов залежей присутствуют аргиллиты, эти песчаники наиболее широко развиты на территории республики. Мощность песчаников изменяется от 0 до 33 м. Наибольшие мощности отмечаются на юго-западе территории, где, как правило, они составляют 10-15 м. Изредка песчаники полностью замещаются аргиллитами и алевролитами. Прослоями непроницаемых пород песчаники разделяются на 3-4 пласта, наиболее выдержанным по характеристики из них является средний пласт (Д1 в+г). Нижний пласт Д1 - Д встречается в зонах размыва. Пласты на отдельных участках сливаются в единый пласт большой мощности. Пористость коллекторов этого горизонта довольно высокая - до 22-23%, проницаемость до 2,0мкм2, хотя в основной массе образцов-0,4-0,8мкм2.

Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Нижняя граница его проводится по кровле аргиллитов, местами непосредственно по кровле известняков муллинского горизонта, а верхняя - по подошве репера «верхний известняк».

Породы - коллекторы пласта Д1 представлены мономинеральными, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент преимущественно контактовый, участками - карбонатный и глинистый. Содержание глинистого цемента обычно превышает 5...7 % и редко доходит до 15 %. Зерна кварца окатанные, полуокатанные. Размеры не превышают 0,25 -0,3 мм.

Песчано-алевролитовые породы нижней пачки отделяются от песчаников средней пачки аргиллитами толщиной 1...3 м. Однако на значительной, занимающей примерно 14 % площади, этот раздел размыт и песчаники обеих пачек «сливаются». Песчаники средней пачки характеризуются значительной толщиной и почти повсеместным распространением. Полное замещение коллекторов отмечается лишь в одной скважине. Коэффициент расчлененности песчаника равен 1,5.

Породы- коллекторы верхней пачки встречаются в виде линзовидных прослоев, суммарно занимающих около 19 % площади месторождения.

Залежи нефти пласта Д1 связаны с коллекторами всех трех пачек: нижней, средней, верхней. Водонефтяной контакт залежей средней и нижней пачек фиксируется примерно на одинаковых отметках в виду гидродинамической связи обеих пачек. Пласт ДI является продуктивным. Глубина залегания от 1,8 до 2,5 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,1 до 7,5 м. Начальная нефтенасыщенность в среднем равна 86%. Пористость колеблется в пределах от 15 до 20%, проницаемость изменяется до 0,46 мкм2.

Коллекторы терригенные, слабо и хорошо проницаемые.

Продуктивный горизонт Д1V

Стратиграфические песчаники этого объекта относятся к двум горизонтам - воробьевскому и ардатовскому. Нижний по положению в разрезе пласт песчаника развит только в крайней западной части республики.

Песчаники воробьевского горизонта плохо отсортированы и состоят из смеси во всех фракциях, включая гравийную. Основной минеральный состав зерен - кварцевый. Зерна полуокатанные. Цемент глинистый, порового типа. Пористость песчаников достигает 24 %, хотя в среднем она составляет около 20%. Проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала.

Таблица 1.6 Характеристика пластовых нефтей

Параметры и показатели

Горизонты

ДI

ДIV

Температура пласта,С

38

39

Давление насыщения, МПа

9,9

15,2

Коэффициент сжимаемости х10-10 , Па

8,6

12,8

Плотность, кг/м3

При 17,5МПа

832

-

При 20МПа

-

-

При Рнас.

826

738

При Р=0, Т=20С

866

820

Вязкость, мПа * с

При Р=17,5МПа

4,1

-

При Р=Рнас.

3,6

0,93

При Р=0, Т=20С

13,8

4,7

Усадка от Рнас

11,9

24,1

Объемный коэффициент

1,117

1,301

Газонасыщенность, м3/т

43,4

124

Продуктивный пласт ДIV включает комплекс пород живетского яруса от кровли бийских известняков до подошвы аргиллитовой пачки старооскольского горизонта и подразделяется на две пачки - нижнюю и верхнюю, относящиеся соответственно к воробьевскому и старооскольскому горизонтам. Песчаники пласта ДIV кварцевые, разнозернистые, преимущественно средне- и крупнозернистые, содержат примеси гравийных зерен, неясно - и косослоистые. Зерна преимущественно полуокатанные. Цемент в основном глинистый, реже шалюзитовый и сидеритовый. Песчаники нижней пачки характеризуются полосообразным залеганием (коэффициент распространенности 0,81),слабой расчлененностью (коэффициент расчлененности 1,1), небольшой толщиной и высокими коллекторскими свойствами на большей части площади. Залегающие выше песчаников аргиллиты и прослои известняка являются литологическим разделом между песчаниками верхней и нижней пачек.

Верхняя пачка также характеризуется значительной литологической изменчивостью. Песчаники не выдержаны как по разрезу, так и по площади, и на больших участках переходят в слабопроницаемые глинистые песчаники и непроницаемые глинистые алевролиты. Коэффициент распространенности коллекторов - 0,86, коэффициент расчлененности-1,7.

Промышленно нефтеносные песчаники верхней и нижней пачек. На участках слияния коллекторов пачки гидродинамически связаны друг с другом.

1.5 Состояние разработки Шкаповского месторождения

В настоящее время объект находится на заключительной стадии разработки

(см. рис.3). Коэффициент нефтеизвлечения - 0.55, обводненность 97%. В работе находятся 192 добывающих скважин, что составляет 20% от их максимального числа. Особенно резкое сокращение фонда скважин отмечается после отбора 90% НИЗ. Уровень отбора жидкости с 1986 года постоянно снижается.

Месторождение разрабатывается с 1955 года. На месторождении выделено три самостоятельных объекта разработки - залежи песчаников пластов Д1, Д1V, C1 бобриковского горизонта, которые содержат 99,7 % НИЗ. Залежи других пластов Д2, С1 tur, Д3 fam являются возвратными горизонтами.

Основные технологические принципы разработки Шкаповского нефтяного месторождения были заложены в технологических схемах, составленных ВНИИнефть в 1955-1956гг. В этих документах были обоснованы плотность сетки скважин и система воздействия.

По пласту Д1 предусматривалось применение законтурного и внутриконтурного (разрезающие ряды) заводнения. Разрезающие ряды делили залежь пласта на четыре зоны: центральную (сетка 600х500м), восточную, западную (сетка 500х450м) и южную (500х400м).

По пласту ДIV предусматривалось наряду с законтурным заводнением разрезание залежи рядом нагнетательных скважин на две зоны - центральную и юго-восточную. В обеих зонах планировалось размещение скважин по сетке 600x700м.

Водонефтяные зоны не разбуривались, а выработка запаса должна была быть обеспечена за счет законтурного заводнения и вытеснения нефти в систему скважин первого ряда, расположенного на внутреннем контуре нефтеносности. Было проведено дополнительное разрезание площадей на зоны в целях интенсификации разработки центральных частей продуктивных пластов и дополнительное бурение скважин.

После 1967 года проведено дальнейшее совершенствование технологии разработки за счет развития системы заводнения, повышения давления, размещения и бурения резервного фонда скважин, совершенствования техники нефтедобычи путем внедрения более высокопроизводительного оборудования и газлифтного способа эксплуатации.

Для обеспечения более полной выработки путем сгущения сетки скважин по краевым зонам без бурения дополнительной сетки скважин предусматривалось совместно-раздельная эксплуатация пластов Д1 и Д1V. Основными недостатками при осуществлении запроектированной системы разработки является недостаточная плотность разбуривания ВНЗ, преждевременное отключение скважин без достаточной их отработки и перевод в консервацию.

Основные направления по совершенствованию разработки месторождения направлены на применение форсированного отбора жидкости и совершенствование системы заводнения. Основные из них следующие: бурение дополнительных скважин на неразбуренных участках ВНЗ, форсирование отбора жидкости, расконсервация временно остановленных скважин, совершенствование системы заводнения.

Текущее состояние разработки характеризуется показателями, отображенными в таблицах 1.6 и 1.7.

По состоянию на 1.01.2005 года на месторождении с начала разработки добыто 155454,7тыс.т нефти или 96,9% НИЗ. Из пласта Д1 с начала разработки добыто 97729,7тыс.т или 98,3% от начальных извлекаемых запасов.

Годовая добыча нефти по Д1 составила 195,5т.т., что соответствует годовому темпу отбора 0,19% от начальных и 10,6% от остаточных извлекаемых запасов. .

По пласту Д1V извлечено с начала разработки 63801 тыс. т нефти или 95,6% от начальных извлекаемых запасов. Годовая добыча из Д1V около 85,4т.т нефти. Годовой темп отбора нефти составил 0,11% начальных и 2,4% от остаточных извлекаемых запасов.

Годовая добыча нефти из пласта С1 bob составила 19,1т.т. нефти, что соответствует годовому темпу отбора 0,7 %от начальных и 3.2% от остаточных извлекаемых запасов.

В целом по месторождению в прошлом году добыто 283,8 т.т. нефти. Годовой темп отбора составил 0,17 % от начальных и 5,4 % от остаточных извлекаемых запасов. Годовая обводненность добываемой продукции достигла 95,.4%

По состоянию на 1.01.2005 года на месторождении пробурено -1106 скважины, в том числе действующих добывающих -192, бездействующих -7, нагнетательных -112, в т.ч. действующих -94, ликвидированных и ожидающих ликвидации-739, в консервации- 15, под сброс -6, пьезометрических и контрольных -43, водозаборных - 2.

Скважины месторождения эксплуатируются механизированным способом с применением УЭЦН и ШСНУ (УЭЦН-148, ШСНУ-40). По группе скважин с

УЭЦН удельный дебит нефти на одну скважину - около 4,9 т/сут., жидкости -175,4 м3/сут. По скважинам с ШСНУ удельный дебит нефти составляет соответственно 3,0 т/сут., жидкости -5,8 м3/сут.

В целом по месторождению удельный дебит нефти на одну скважину равен 4,7т/сут, жидкости-134,7 м3/сут.

Для поддержания пластового давления осуществляется закачка сточной воды через 94 действующую скважину. За год на месторождении закачено жидкости в пласт Д1 - 5827,6 тыс.м3, в пласт Д1V - 181,89 тыс.м3. Компенсация отбора жидкости в целом по месторождению составляет: текущая -91,9 %, с начала разработки -114 %

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составляет 2: 1.

Таблица 1.7 Состояние разработки Шкаповского месторождения на 1.01.2005 г.

Показатели разработки

На 1.01.04г

На 1.01. 2005г

+,-

1

2

3

4

1 Действующий фонд скважин

188

192

+4

в т.ч. УЭЦН

141

140

-1

ШСНУ

40

41

+1

УЭДН

7

10

+3

2 Среднесуточная добыча нефти

832,8

777,6

-55,2

3 Суточный отбор жидкости, м3

23851,1

22798,7

-1052,4

4 Отбор жидкости на 1 скважину, м 3/сут

150,4

132,9

-17,5

в т.ч. УЭЦН

178,2

175,4

-2,8

ШСНУ

5,8

3,5

-2,3

УЭДН

3,3

7,6

+4,3

5 Обводненность извлекаемой жидкости, % объема

95,9

95,4

-0,5

6 Обводненность эксплуатационного фонда, %

93,1

95,3

7 Количество скважин с обводненностью до 2%

1

0

-1

от2% до 20 %

2

0

-2

от 20% до 50 %

11

9

-2

от 50% до 90 %

17

10

-7

Свыше 90%

145

149

+4

8 Количество действующих нагнетательных скважин

91

94

+3

9 Текущая закачка, м3/сут

20870

20949

+79

10 Соотношение закачки к отбору, %

а) текущее

91,7

91,9

+0,2

б) накопленное

113,92

113,7

11 Средневзвешенное пластовое давление, МПа

Пласт Д1

215,2

211,9

Пласт Д1V

219,08

221,5

Пласт С1 bob

152,7

153,2

+1

Таблица 1.8 Показатели добычи нефти по Шкаповскому месторождению на 1.01 2005 г.

Показатели

Проект

Факт

+,-

1 Годовая добыча нефти, тыс. т

276,7

283,8

+7,1

2 Темп отбора, тыс. т:

От начальных извлекаемых запасов

0,17

0,17

От остаточных извлекаемых запасов

4,74

5,46

+0,72

3 Годовой отбор жидкости, тыс.т

12247,8

9403,3

-2844,5

4 Закачка воды, тыс. м3

12619

7646,47

-4601,33

5 Обводненность

97,7

96,9

-0,8

6 Среднегодовой дебит нефти, т /сут

3,4

4,29

+0,89

7 Действующий фонд скважин

230

192

-38

Невыполнение прогнозных показателей добычи нефти по Шкаповскому месторождению объяняется более низкими фактическими дебитами ( 0,5 т/сут) и более высокой обводненностью.

В 2001 году на месторождении планируется добыть 240 тыс.т нефти, пробурить 2 боковых ствола, ввести в эксплуатацию 13 ранее нерентабельных скважин.

Пласт Д1

Общий фонд эксплуатационных, нагнетательных, пьезометрических скважин на 1.01.01г составляет 428скважин. В нагнетательном фонде числится 109 скважин, в эксплуатационном фонде числится 319скв., из которых 162 пьезометрические, 157 нефтедобывающие.

Отдельно по зонам добывающие и пьезометрические скважины распределяются следующим образом:

· северо-западная зона - 91скв.

· центральная зона - 68скв.

· северо-восточная зона - 51скв.

· юго-восточная зона - 55скв.

· южная зона - 47скв.

· северная зона - 7скв.

Охват эксплуатационного и пьезометрического фонда замерами составляет 54,23%, охват нагнетательного фонда -91,7%.

Инструментальными замерами пластового давления охвачены 8,46% фонда.

Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту Д1 составило 21,5МПа, по сравнению с 1999г понизилось на 0,109МПа, по сравнению с первоначальным выше на 1,52МПа (таблица 1.9). Зоны максимальных давлений расположены в первых, от линий нагнетания, рядах эксплуатационных скважин.

Давления по всем скважинам, работающим по пласту Д1 выше давления насыщения.

Таблица 1.9 Показатели разработки по ДI

Отобрано:

Нефти, т

224839

Воды, м3

5392693

Жидкости, м3

5655843

Изменение отбора жидкости за год

-445662

Закачено воды, м3

6081287

Изменение объема закачки за год

-154482

Соотношение закачки к отбору

1,07

Изменение соотношения за год

+0,05

Обводненность, %

95,34

Изменение обводненности за год

+0,93

Эксплуат.фонд действующих скважин

157

ПЛАСТ Д1V

Общий фонд эксплуатационных, нагнетательных, пьезометрических скважин на 1.01.01г. составляет 186 скважин. Фонд эксплуатационных и пьезометрических скважин составляет 138 скважин, из них пьезометрических 70скважин, эксплуатационных -68скв. В фонде нагнетательных скважин числится 48 скважин. Отдельно по зонам эксплуатационных и пьезометрических скважин:

а) в северо-западной зоне-29 скв.

б) в северо-восточной -38скв.

в) в северной зоне - 17 скв

г) в центральной зоне- 43 скв.

д) в юго-восточной зоне -11 скв.

Для построения карты изобар охвачено замерами пластовых давлений 7,7 % фонда.

Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту Д1V составило 21,9 МПа, что выше первоначального на 1,4 МПа, по сравнению с прошлым годом понизилось на 0,18 МПа (таблица 1.10).

Таблица 10 Показатели разработки ДIV

Отобрано: нефти, т

85751

Воды, м3

1838370

Жидкости, м3

1947039

Изменение отбора жидкости за год, м3

-298441

Закачено воды, м3

1946063

Изменение объема закачки за год, м3

-523658

Соотношение закачки к отбору

Изменение соотношения за год

0,999

-0,1

Обводненность, %

94,41.

Изменение обводненности за год, %

+0,89

Фонд действующих скважин

Изменение действующего фонда за год

68

-5

РПЛ средневзвешенное, МПа

219,08

Изменение за год, МПа

-1,86

Зоны максимальных давлений расположены в первых, от линий нагнетания, рядах эксплуатационных скважин. Давления по всем скважинам пласта, выше давления насыщения.

ПЛАСТ С1 bob

Общий фонд эксплуатационных, пьезометрических и нагнетательных скважин составляет 46 скважин. В нагнетательном фонде находится 8 скважин, в эксплуатационном - 14 (таблица 1.11), в пьезометрическом - 24.

Таблица 1.11 Показатели разработки С1

Отобрано: нефти, т

21579

Воды,м3

1008036

Жидкости, м3

1031788

Изменение отбора жидкости за год, м3

-151892

Обводненность, %

97,69

Изменение обводненности за год

+0,37

Фонд действующих скважин

14

Охват фонда исследованием составляет - 63,15 %, инструментальными замерами охвачено 15,78 % фонда. Опорный фонд охвачен исследованием на 59,09 %.

Изменение показателей разработки по пласту приведены в таблице 1.9.

Средневзвешенное пластовое давление составляет 15,2 МПа, по сравнению с прошлым годом повысилось на 0,6 МПа, по отношению к первоначальному выше на 0,5МПа.

Давления по всем скважинам выше давления насыщения.

Динамика изменения добычи жидкости, нефти, обводненности добываемой продукции, количества нефтяных скважин с начала разработки Шкаповского месторождения до 2000 года приведена на рисунке 1.

Таким образом, в заключении можно сделать следующие выводы:

1) основными продуктивными объектами являются отложения терригенной толщи девона и карбонатные пласты бобриковского горизонта.

а)проницаемость терригенных коллекторов составляет 0,3;

0,46 х10 -12 м2 , пористость изменяется в пределах 15-24 %, хотя в среднем составляют 19-20%.

б)начальная нефтенасыщенность пластов составляет в среднем 86-88%.

Пластовые нефти маловязкие, легкие, сернистые, парафинистые, смолистые.

2) содержание асфальтов в них составляет 3,1 -6,4 %, смол 5,8-8,5 %. Вязкость пластовой нефти в среднем 4,1 мПа * с. Пластовые воды являются преимущественно сульфат натриевого типа, слабоминерализованные.

3) в настоящее время месторождение находится в заключительной стадии разработки. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,55, обводненность продукции составила 97%.

2. Технологическая часть

2.1 Краткая характеристика подземного ремонта скважин, основные задачи ПРС

Объем добываемой продукции в значительной степени зависит от нормальной работы добывающих или нагнетательных скважин, которая может быть нарушена по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита.

Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе, часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

Подземный текущий ремонт скважин представляет собой комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии, обеспечивающим выполнение плана по добыче нефти.

Как правило, текущий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР) или восстановительных ремонтов с целью устранения всевозможных нарушений нормальной эксплуатации скважины или вследствие пропусков сроков ППР.

К текущему подземному ремонту относятся следующие работы:

1) планово-предупредительный ремонт.

2) ревизия подземного оборудования.

3) ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

4) смена скважинного насоса.

5) смена способа эксплуатации, переход с УЭЦН на ШСНУ или наоборот и пр.

6) очистка НКТ от парафина или солей.

7) изменение глубины подвески насосной установки.

8) подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

9) некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы или отвороты штанг и пр.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин.

2.2 Организация работ по подземному ремонту скважин в НГДУ «Аксаковнефть»

В НГДУ «Аксаковнефть» в 2004 году текущим ремонтом скважин занималось 10 бригад ПРС. В цехе ПРС также работают одна подготовительная бригада, трубная база, слесарная мастерская, мастерская по ремонту и ревизии ШГН (см. рисунок 4).

Организация подземного ремонта скважин начинается с доведения до исполнителей годового объема ремонтов скважин(с помесячной разбивкой) обеспечивающего запланированный уровень межремонтного периода работы скважин и ввод скважин из бурения и неработающего фонда. На основании этого плана еженедельно составляется оперативный график движения бригад ПРС.

Недельный график движения бригад согласовывается, разрабатывается технологическими службами ЦДНГ и ЦПРС и утверждается главным инженером управления. Параллельно с составлением графика, названные службы согласовывают цели и объемы работ по каждой скважине. Далее геологическая и технологическая службы ЦДНГ составляют задания на подготовку и на подземный ремонт скважины и передают в ЦПРС, где после доработки они утверждаются заместителем начальника цеха и передаются мастеру ПРС.

После выполнения ремонта скважин мастер ПРС сдает заказчику скважину и прилегающую территорию. Мастер бригады по добыче нефти принимает скважину при условии режимной подачи жидкости насосом, герметичности устьевой арматуры, отсутствии загрязнения на наземном оборудовании и территории.

Сдача скважины оформляется в сведениях о приеме-сдаче скважины.

В случае нормальной работы насоса, при загрязненности наземного оборудования и территории, в сведениях отмечаются имеющиеся замечания, а скважина принимается предварительно. После уборки территории проводится окончательная сдача скважины из ремонта, с выставлением оценки ведущим инженером цеха добычи нефти.

Независимо от конкретности ремонтируемой скважины мастер ПРС по мере необходимости подает заявки на заправку и ремонт подъемного агрегата и другой закрепленной техники.

2.3 Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин

Подземный ремонт скважин в НГДУ «Аксаковнефть» проводится в соответствии с требованием «Единых правил ведения ремонтных работ в скважинах» РД-39-0147009-23-87.

Все бригады ПРС оснащены оборудованием и инструментом согласно типового проекта организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин.

В настоящее время для ремонта скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А-50, А-50М5, Азинмаш -37А, А1-32, А2-32, А4-32, УПТ-32, УПТ1-50, СУПР-28, А5-40, СУРС-40.Они предназначены для спуска подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Применяются в микроклиматических районах с умеренным и холодным климатом. Характеристики наиболее широко применяемых подъемных агрегатов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Технические характеристики «Азинмаш-37А» и УПТ-32

Аз-37А

УПТ-32

Мачта телескопическая двухсекционная

Высота (до оси кронблока), м

18

18

Высота подъема крюка, м

12,5

12

Грузоподъемность, т

32

32

Расстояние от оси домкратов задней опоры

До оси скважины, мм

1500

1500

Угол наклона мачты

5о 45”

5о 45”

Оснастка

2 х 3

2х3

Диаметр каната талевой системы, мм

22

22

Расстояние между домкратами, мм

1500

1500

Скорость подъема крюка, м/с

Наименьшая

0,48

0,28

Наибольшая

1,45

1,34

Габариты в транспортном положении, мм

Длина

10500

10180

Ширина

Высота

2750

3280

4300

3915

Масса, т

20

21

Основное оборудование, применяемое в бригадах ПРС: ключ механический КМУ-50, автомат АПР, механический штанговый ключ КШЭ, элеваторы типа ЭХЛ, ЭТА, ЭШН, трубные ключи типа КТГУ, штанговые ключи типов КШ и КШК, крюки типов КПШ и КН.

Основная масса подземных ремонтов связана с выходом из строя НКТ и штанг.

Насосно-компрессорные трубы.

При всех способах эксплуатации скважин, жидкость и газ поднимаются по трубам малого диаметра, спускаемым в скважину перед началом их эксплуатации.

Эти трубы согласно стандарту выпускаются следующих условных диаметров (по внешнему диаметру) 33,42,48,60,73,89,102 114 мм с толщиной стенок от 4 до 7 мм. Длина одной трубы меняется от 6 до 11м. Трубы делают бесшовными, т.е. цельнонатянутыми, из сталей с высокими механическими свойствами, групп прочности Д, К, Е, Л, М. Предел прочности или разрывное усилие этих сталей соответственно равны 650,700,750,800 и 900 МН/м2.На обоих концах каждой трубы нарезают одинаковую резьбу. На один конец трубы навинчивают муфту, чтобы при свинчивании этой трубы со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась.

Насосно-компрессорные трубы изготавливают двух типов: гладкие, т.е. одинакового размера по всей длине, и с высаженными наружу концами.

Трубы и муфты к ним изготавливают из одной стали и той же группы прочности.

В цехе подземного ремонта скважин НГДУ «Аксаковнефть» используются трубы следующих заводов-изготовителей: Азербайджанский, Руставский, Нижнеднепровский, Первоуральский, Новотрубный, Синарский, диаметрами 60, 73, 89, тип труб - гладкие, группы прочности Д, К, толщина стенок 5; 5,5;6,5 мм соответственно, внутренний диаметр труб 50,3;62, 76мм.

Насосные штанги.

Насосные штанги предназначены для передачи движения от балансира станка-качалки к плунжеру насоса. Они представляют собой цельные стальные стержни круглого сечения диаметром от 16 до 25 мм, длиной 8м. Их изготавливают из круглого проката высококачественной стали, концы штанг высаживают и нарезают. Высадку производят нагреванием концов штанг и их штамповкой на специальных прессах. На обоих концах штанг делают резьбу, а под резьбой - квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развинчивании штанг.

Две штанги соединяются при помощи муфты. На наружной стороне этих муфт делают две лыски для захвата ключом.

Штанги выпускают диаметром 16,19,22,25 мм, часто в скважину спускают штанги нескольких диаметров. Для их соединения применяют переводные муфты.

Штанги делают из сталей высокого качества и подвергают термической обработке: нормализации, нормализации с последующим поверхностным упрочнением штанг токами высокой частоты, нормализации с последующей закалкой и высоким отпуском.

Штанги из углеродистой и марганцовистой стали применяют для скважин, где в откачиваемой жидкости нет сероводородных примесей, а штанги из никельмолибденовой стали в скважинах, имеющих в жидкости сероводородные примеси.

2.4 Анализ ПРС в НГДУ «Аксаковнефть»

В данном разделе дана характеристика подземных текущих ремонтов скважин за период с 1996 по 2000 годы и дан анализ причин выхода скважин в ремонт, отдельно по скважинам, оборудованным ШСНУ, УЭЦН и УЭДН, предложены пути улучшения показателей ПРС, снижения количества ремонтов, увеличения качества проведения ремонтных работ и т.д.

Из таблиц 2.2, 2.3. видно, что выработка на 1 вахту (рем./вахт) вросла с 43 до 39. Наиболее низкая выработка в 1998 году (2,4) объясняется снижением отказов и, следовательно, объемов ПРС. В этом же году произошел резкий рост МРП - на 51 сутки. Также в течении 5 лет наблюдалось снижение средней продолжительности 1 ПРС с 52,5 до 46,7 бр.часа. Выросло производительное время на 0,5%.

В связи с ростом фонда скважин, оборудованных УЭЦН, и проводимыми на них ГТМ выросло и количество ремонтов, тогда как на скважинах с УСШН наблюдается снижение количества ремонтов. Практически не снизилось количество ремонтов по ликвидации отворотов и обрывов штаг, порчи кабеля УЭЦН.

Таблица 2.2 Основные показатели работы цеха ПРС за 2001-2005 г.г.

№№

п.п.

Показатели

Ед.

изм.

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены