Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ на примере ОАО "Лукойл"

На Русаковском месторождении скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 350 м. Из залежи отобрано 88,9 % от начальных извлекаемых запасов при обводненности 4,0. Текущая нефтеотдача равна 0,221.

На Горновском поднятии Дороховского месторождения скважины размещены по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 400 м. Из залежи отобрано 60 % от начальных извлекаемых запасов, обводненность 2,0 %. Текущая нефтеотдача равна 0,147.

Состояние разработки объектов - аналогов для турнейского пласта приведено в таблице 3.2. В результате анализа рассмотренных объектов - аналогов по турнейскому объекту Трифоновского месторождения скважины размещены по треугольной сетке в эффективных нефтенасыщенных толщинах не менее 4х метров. Расстояние между скважинами с целью более равномерного охвата залежи по площади и с учетом уже пробуренных скважин принято равным 450 м.

Общий фонд скважин на месторождении увеличился с 26 до 32. По объектам скважины распределились следующим образом:

- пласты Тл_2-а+Тл_2-6-12 скважин (ранее 13);

- пласты Бб₁+Бб₂+Мл-10 скважин (ранее 13);

- пласт Т-10 скважин (ранее 2 из бобриковского фонда).

Схемы размещения проектных и пробуренных скважин по турнейскому пласту на полное развитие представлена на рис. 3.1. Общая схема размещения проектных и пробуренных скважин по месторождению представлена на рис. 3.2.

Таким образом, по выделенным объектам при намеченной системе разработки удельные запасы составят:

- Тл_2-а+ Тл_2-б - 74 тыс. т (Тл_2-а - 62,0 тыс.т, Тл_2-б - 74 тыс.т);

- Бб₁+Бб₂+Мл - 127 тыс. т (Бб₁ - 35,6 т.т, Б6₂ - 94,6 т.т, Мл - 80 т.т);

- T₁ - 14 тыс. т;

- по месторождению - 72,1 тыс. т.

Все опережающие скважины пробурены, как и предусматривалось проектом, до турнейского яруса. Турнейский пласт является нижележащим объектом разработки. В опережающих скважинах по турнейскому пласту отмечены самые высокие для данного месторождения эффективные нефтенасыщенные толщины, в связи с чем в этих скважинах в первую очередь вскрыт перфорацией турнейский пласт. Конечно, часть скважин можно было бы перевести на вышележащие объекты для их опробования и исследования, но все залежи небольших размеров и вероятность того, что эксплуатационные скважины, намеченные для разработки конкретно турнейского пласта, вскроют такие же хорошие толщины, как и вскрытые в опережающих скважинах, очень низка.

Поэтому, если рассматривать турнейский объект на полное развитие, то опережающие скважины 570, 575, 574, 576 нужно оставить для разработки турнейского объекта, а для опробования и исследования вышележащих пластов необходимо пробурить дополнительные опережающие скважины.

Таким образом, в связи с изменившимся представлением о геологических параметрах залежей, их продуктивности возникла необходимость в бурении еще 7 опережающих скважин.

Основными причинами такого решения являются:

1. Рациональное использование пробуренного фонда скважин.

2. Недостаток данных для формирования адресной геолого-математической модели. В 2000 году намечен подсчет запасов и ТЭО КИН по Трифоновскому месторождению, после чего будет составлена технологическая схема разработки.

3. Рациональное использование буровых мощностей.

Это скв. 303, 305, 307 и 309 из бобриковского фонда, скв. 408 и 410 из тульского фонда и скв. 204 из турнейского фонда.

В скв. 303 необходимо сначала испытать пласт Мл, затем дострелять пласт Бб₂. Геолого-физические характеристики этих пластов несколько отличаются (табл. 2.2). Данное опробование позволит оценить добывные возможности пластов Мл и Бб₂, уточнить их параметры и оценить возможность совместной разработки пластов Мл и Б6₁. В скв. 305, 307 и 309 необходимо сначала испытать пласт Бб₂, затем дострелять пласт Бб₂ Скв. 307 и 309 уточнят запасы категории С2 по пласту Бб₂. Данное опробование этих пластов позволит определить добывные возможности пластов Бб₂ и Б6₁, уточнить их параметры, а также оценить возможность совместной разработки пластов Б6₁ и Бб₂. Геолого-физические характеристики этих пластов близки (табл. 2.2). В скв. 408 необходимо испытать сначала пласт Тл_2-б, затем дострелять пласт Тл_2-а. Эта скважина уточнит запасы категории C2 по пласту Тл_2-б. Геолого-физические параметры пластов Тл_2-а и Тл_2-б значительно отличаются, например, проницаемость 0,421 и 0,025, песчанистость 0,74 и 0,44, соответственно. Таким образом, при невозможности совместной разработки этих пластов, в технологической схеме необходимо будет рассмотреть разработку пласта Тл_2-б самостоятельными скважинами из возвратного фонда нижележащих пластов.

В скв. 410 намечается вскрыть перфорацией пласт Тл_2-а.

В скв. 204 намечается вскрыть перфорацией пласт Т. Скважина оценит добывные возможности и параметры пласта Т в этом районе.

Все опережающие скважины необходимо бурить до турнейского яруса, что позволит уточнить толщины по всем продуктивным пластам, а скв. 309 и 410 уточнят размеры залежей.

Скв. 204 и 309 намечаются зависимыми от результатов бурения скв. 307.

Для расчета годовых отборов нефти определена величина начальных дебитов скважин по удельному дебиту каждого объекта. Удельные дебиты объектов определены по результатам опробования разведочных и эксплуатации всех введенных в разработку скважин. Расчет удельных дебитов приведен в таблице ниже.

№ СКВ.	Пласт	Эфф.н/н толщина, м	Дебит нефти, т/сут	Уд. дебит, т/метр	Примечание
507	Бб2	11	25	2,27	эксплуатация
548	Б61	5,2	10,3	2,0	опробование
535	Мл	1,6	6,2
48	Мл	1,8	12,8
	?	3,4	19,0	5,6	опробование
575	Т	16,6	11,0		эксплуатация
574	Т	8,0	11,0		эксплуатация
570	Т	16,2	11,0		эксплуатация
532	Т	2,6	8,7		эксплуатация
576	Т	8,4	10,0		эксплуатация
	?	51,8	50,7	0,98
548	Тл2а	3,8	13,7		эксплуатация
535	Тл2а+Тл2а	5,2+1,4	10,5		эксплуатация
	?	10,4	24,2	2,33	эксплуатация

Начальные дебиты проектных скважин приняты согласно удельным дебитам и эффективным нефтенасыщенным толщинам, в которых они размещены .

Ниже приведены средние дебиты для каждого расчетного объекта на период пробной эксплуатации и на полное развитие.

Годы	Объект
	Тл2а + Тл2б	Бб1+Бб2+Мл	Т
2000	13,0	27,0	6,0
2001	-	29,0	7,4
2002	11,0	13,0	5,4
2003	10,0	11,0	-

Для расчета технологических показателей разработки были взяты аналого-статистические кривые зависимости W = f (r), содержащиеся в комплексе, составляющем программу «ANALOG». Зависимости определены на основе фактических данных, полученных по длительно разрабатываемым залежам месторождений Пермской области и других нефтедобывающих районов Волго -Уральского региона со сходными геолого - физическими условиями.

По этой методике согласно плану разбуривания, дебитам новых скважин, проектным коэффициентам эксплуатации (0,945) и использования фонда скважин (0,95) по всем объектам разработки рассчитаны основные показатели разработки. Число дней работы новых скважин принято равным 155.

Расчеты технологических показателей на период пробной эксплуатации по турнейскому пласту и в целом по месторождению приведены .

Расчеты технологических показателей разработки турнейского объекта представлены. Через 20 лет будет отобрано 140,1 тыс.т нефти, что составляет 99,6 % от начальных извлекаемых запасов. Нефтеотдача составит 0,1. В целом по месторождению суммарные технологические показатели разработки представлены . Через 20 лет будет отобрано 1469,5 тыс.т нефти - это 63,7 % от начальных извлекаемых запасов. Нефтеотдача составит 0,204. Основные технологические показатели разработки по объектам и в целом по месторождению на 20 лет. График разработки пласта Т Трифоновского месторождения приведен на рис. 3..4 Полученная информация по новым скважинам внесла изменения в построение структурных планов, карт эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, что изменило величину запасов. В целом по месторождению оперативно подсчитанные балансовые запасы практически не изменились (+2,9 %), но произошло значительное перераспределение запасов по пластам.

Произошли изменения контура нефтеносности, но площадь нефтеносности практически не изменилось. Распространение эффективных нефтенасыщенных толщин изменилось значительно.

Ранее максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина по турнейскому пласту была отмечена в скв. 507 - 4 м, а сейчас скв. 574, 576 вскрыли толщины более 8 м, а скв. 570, 575 - более 16,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина увеличилась в 2,3 раза. ВНК принят на отметке -1374 м по результатам испытания в колонне в скв. 532 с учетом результатов ГИС.

В пределах ВНК запасы отнесены к категории C1. Балансовые запасы по залежи турнейского пласта увеличились на 138,5 %.

Достижение проектного КИН в процессе разработки этих объектов традиционными методами заводнения может быть проблематичным.

С этой целью на данной стадии изученности месторождения по программе CHOISE, разработанной во ВНИИ, сделан выбор возможных технологий воздействия на пласт на основании физико-химических критериев.

По результатам расчетов для всех эксплуатационных объектов к применению допустимо ограниченное число методов повышения нефтеотдачи:

-закачка двуокиси углерода;

-закачка газа высокого давления (ГВД);

-гидродинамические методы;

Однако следует отметить, что программа CHOISE учитывает только геолого-физические критерии и то не все, и совершенно не учитывает уровень материально-технической обеспеченности методов и условия их экономической эффективности для их применения.

Заводнение с двуокисью углерода может быть не реализовано из-за необеспеченности данного метода необходимыми техническими средствами.

Применение ГВД (и закачка водогазовых смесей \ ВГС \, допустимое только для пластов Тл_2-а и Бб) требует значительных ресурсов газа и сопряжено с большими техническими трудностями. Кроме того для продуктивных пластов Тл_2-а и Бб к применению допустимо щелочное заводнение, которое, как показала практика, может быть успешно использовано в терригенных коллекторах и на поздних стадиях разработки объектов.

На данной стадии изученности месторождения реальными технологиями для выработки запасов нефти являются гидродинамические методы.

Залежи нефти пластов Трифоновского месторождения относятся к категории низкопроницаемых (Тл_2-б, Т), среднепроницаемых (Тл_2-а, Бб_1, Б6₂, Мл).

Опыт работы ТПП "Когалымнефтегаз" показал, что наилучшие результаты по воздействию на ПЗП для низкопроницаемых пластов дает гидравлический разрыв пласта (ГРП).

На 1.01.07 было проведено 474 ГРП. Успешность проведения ГРП составила 97%. Средняя продолжительность эффекта составила 860 суток. Среднее увеличение дебита после ГРП составило 5,1 раза. Основным параметром, влияющим на продолжительность эффекта ГРП, оказался объем пропанта, примененного для закрепления трещин ГРП. Прирост дебитов нефти при объеме пропанта 4 м³ в 2 раза выше, чем при объеме менее 3 м³.

Исходя из приведенного анализа, рекомендуется при проведении ГРП для закрепления трещин использовать не менее 4м³ пропанта. Для карбонатного пласта Т рекомендуется также обработка ПЗП 3-х компанентным составом.

На сегодняшний день характер разработки залежи даёт основания полагать о существенном отличие основных параметров эксплуатации пласта.

Приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки турнейского пласта в период 1998-2001г.г. Анализируя данные показатели можно с уверенностью отметить несоответствие многих из них. В частности, фактическая накопленная добыча нефти оказалась примерно в 10, а годовая примерно в 20 раз больше проектного уровня. В первую очередь это обусловлено увеличением количества скважин до 8 единиц, в то время как планировалось на конец 2001 года всего одна скважина. Так же причиной различия послужило несоответствие показателей среднесуточного дебита одной добывающей скважины по нефти превышающей проектный показатель почти в два раза.

Рассматривая работу залежи можно отметить постепенное приближение фактического уровня к проектному. Но в следствии интенсивного разбуривания пласта во второй половине 2007 года, приведшей к увеличению общего фонда добывающих скважин, произошло и изменение иных показателей работы пласта.

Так же следует отметить, что проектные данные всё-таки были ориентированы на работу одной скважины с характерными только для неё условиями работы.

Анализируя рост обводнённости продукции следует отметить наличие обратной ситуации. Ожидаемый процент воды на конец 1999 года превысил фактический в 10 раз, что свидетельствует о равномерном снижении пластового давления и более низкой депрессии на пласт при работе пяти скважин по сравнению с работой одной скважины.

На графическом приложении 3 представлена карта распределения пластового давления - карта изобар.

На конец 2005 года наблюдается выравнивание обоих показателей. Можно предположить, что столь высокий проектный уровень обводнённости продукции был обусловлен с учётом работы одной скважины, имеющей, как уже говорилось выше, свой индивидуальный характер, условия эксплуатации.

На рисунке 3.3 приведен график разработки Трифоновского месторождения фактический на 1.01.07 год.

IV. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ТРИФОНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПЛАСТА Т₁

4.1 Фонд скважин

На 01.05.2007г.по пласту Т₁ фонд скважин составляет:

добывающие -7,

нагнетательные - 0,

наблюдательные - 0,

4.2 Анализ показателей технологических режимов работы скважин

В соответствии с технологическими режимами на 01.05.2007г.

добывающий фонд скважин по пласту Т₁ оборудован скважинными насосами НСВ-32, НСН-44

НСВ - 32.....................4 скв. (№№201, 203,220,532);

НСН - 44......................3 скв. (№№ 204, ,570, 576);

Технологический режим работы добывающих скважин представлен в таблице. №4.1

Из технологического режима видно, что все скважины эксплуатирующие пласт Т оснащены ШГН. Максимальная и минимальная глубина спуска насосов соответственно 1500 м и 1100 м. Глубина погружения насоса под динамический уровень достигает 600-700 м (при оптимальной 200-300 м). Средний дебит по нефти 8,01 м³/сут, по скважинам он колеблется от 4 до 15 м³/сут. Коэффициент подачи насосов в большинстве скважин находится в пределах 0,8. Очевидно, что по ряду скважин имеет фонтанирование через насос (оптимальный коэффициент подачи от 0,4 до 0,6).

Пластовое давление по скважинам составляет в среднем 10-12,5 МПа.

4.3 Конструкция скважин

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- прочность и долговечность скважины, как технического сооружения;

- проходку скважины до проектной глубины;

- достижение проектных режимов эксплуатации;

- максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;

- надежную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;

- минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

- возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Согласно «Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин», утверждённым Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973 г., исходя из совместимости бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений, определена следующая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

Скважина состоит из обсадных колонн: направления, кондуктора, технологической и эксплуатационной.

1. Направление диаметром 426 мм спускают на глубину до 20 метров с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой хлористого натрия технического до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

2.Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 70 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса и изоляции пресных вод, предотвращения размыва устья при бурении под технологическую колонну, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой технического хлористого натрия до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

3.Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину до 350 м с целью перекрытия частичных зон поглощающих и обваливающихся пород кунгурского и артинского ярусов, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования (превентора). Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавлением хлорида кальция до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

4. Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины с целью разобщения продуктивных горизонтов, изоляции их от других горизонтов разреза скважины и испытания скважины. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтов цементируют тампонажным портландцементом с добавлением хлорида кальция до 2% от веса цемента. Остальной интервал цементируют гельцементом (90% цемента, 10% глинопорошка, 0.5% КССБ и до 2% от веса цемента хлорида кальция) или облегченным портландцементом с низкой водоотдачей (цемент, 0.2% ОЭЦ, хлорид кальция до 3%).

Размещено на http://www.allbest.ru/

4.4 Скважинное оборудование

При эксплуатации скважин УСШН используются

станки-качалки ( СКД-6 , СК-8 , СК-6 ) ;

штанговые насосы ( НСВ-57, НСВ-32, НСН-44 ) ;

штанги насосные 19 мм ( 3/4''), 22 мм (7/8'') ;

насосно-компрессные трубы 60 мм ( 2'') и 73мм ( 2,5'').



ПОКАЗАТЕЛИ	СК3--1.2-630	СК5-3-2500	СК6-2.1-2500	СК12-2.5-4000	СК8-3.5-4000	СК8-3.5-5600	СК10-3-5600
Номинальная нагрузка, кН	30	50	60	120	80	80	100
Номинальная длина хода полированного штока, м	1,2	3	2,1	2,5	3,5	3,5	3
Номинальный крутящий момент на валу редуктора,кН*м	6,3	25	25	40	40	56	56

Насос скважинный штанговый типа НН и НВ

№1 №2 №3

Скважинные насосы исполнения НВс предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 10%.

Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий клапан, а на верхней конец - замок, плунжера исполнения П1Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены: снизу - сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло - шарик» исполнения КБ или К.

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну насосно-компрессорных труб и закрепляется в опоре.

Принцип работы насоса заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разряжение, за счет чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, за счет чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на поверхность.

Скважинные насосы исполнения НВб. Эти насосы по назначению, конструктивному исполнению, принципу работы аналогичны насосам исполнения НВ1С и отличаются от них только тем, что в качестве цилиндра использованы цельные цилиндры исполнения ЦБ, характеризующиеся повышенной прочностью, износостойкостью и транспортабельностью по сравнению с. цилиндрами исполнения ЦС.

Скважинные насосы исполнения НВБ... и предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей более 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса до 10 %.

Конструктивно скважинный насос НВIБ... и аналогичен насосу исполнения НВIБ, однако он комплектуется одинарными клапанными узлами исполнения КИ с седлами клапанов исполнения КИ и плунжером исполнения П 1 и.

Принцип работы скважинного насоса исполнения НВБ...И аналогичен насосу исполнения НВ С.

Скважинные насосы исполнения ННс предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10 % по объему.

Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения ПlХ с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец - нагнетательным клапаном.

На всасывающий клапан навинчен захватный шток, располагающийся внутри плунжера.

Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.

Длина хода плунжера насосов исполнения ННIС составляет 900 мм.

Принцип работы насоса исполнения ННс аналогичен принципу работы насосов НВс, однако цилиндр насоса ННс спускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер с клапанами - на колонне насосных штанг.

При подъеме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны насосно-компрессорных труб.

4.5 Осложнения при работе скважин и оборудования

В настоящее время и в ближайшей перспективе основными способами механизированной добычи нефти будут традиционные штанговые установки и погружные электроцентробежные насосы. В то же время ряд осложняющих факторов определяет необходимость применения специальных технических и технологических решений.

Во-первых, высокая обводнённость продукции вызывает коррозионную опасность для глубинного оборудования, в частности, для насосных штанг в скважинах, оборудованных УСШН.

Наличие в скважинной продукции пластовой минерализованной воды вызывает коррозию труб и штанг и ослабляет их прочность. Для борьбы с коррозией в скважинах применяют ингибиторы коррозии ВНПП, которые подаются в межтрубное пространство.

Во-вторых, возникает проблема предотвращения отложений неорганических солей, обострившаяся с внедрением интенсивной системы разработки месторождения.

Процесс отложения солей связан непосредственно с возникновением состояния перенасыщения попутно добываемых вод, характеристики которых зависят от конкретных условий.

Состав отложений представлен карбонатами кальция, магния, сульфатами бария, кальция, хлористым натрием. Во многих случаях отложения характеризуются более сложным составом, с включением глинистых частиц, органических соединений высокомолекулярных и полярных компонентов нефти. В то же время наблюдения показали, что с течением времени иногда происходит смена состава отложений, которая обуславливается изменением состава попутно добываемой воды, наличием сероводорода и железистых соединений.

Практика предотвращения солеотложений в скважинах и подземном оборудовании в течении продолжительного времени подтвердила эффективную работу химреагентов типа НТФ (ИСБ-1).

В-третьих, наблюдаются отложения асфальто-парафинистых веществ, т.е. необратимый процесс образования на поверхности труб естественных отложений, основу которых составляют высокомолекуляярные парафиновые углеводороды.

Термином «парафин» наиболее часто пользуются в нефтепромысловом деле для обозначения осадков, которые включают в себя не только собственно парафины, но также асфальтены, смолы, сырую нефть, воду, песок, глину, неорганические соли.

Способы борьбы с отложениями парафина основаны на изучении физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть - парафин - поверхность оборудования). Для борьбы с АСПО в ЦДНГ -10 активно применяют полиамидные штанговые скребки, в скважинах, оборудованных ЭЦН - лифтовые скребки. Традиционно распространенным способом удаления отложений является тепловой метод.

В-четвертых, большие осложнения при эксплуатации скважин ШСН обусловлены попаданием свободного газа в их цилиндр. В результате происходит снижение коэффициента наполнения насоса. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами: используют насосы с уменьшенным вредным пространством; увеличивают длину хода плунжера; увеличивают глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине; на приёме насоса устанавливают газовые якоря.

В-пятых, попадание песка на прием насоса разрушает клапаны и происходит утечка жидкости через них, изнашивание плунжерной пары и их заклинивание, оседание песка в трубах и другое.

Для защиты от проникновения мехпримесей в полость цилиндра прием и выкид насоса необходимо оборудовать защитными устройствами, которые позволяют повысить надёжность оборудования путем обеспечения одновременного накопления и выноса мехпримесей и защиты насоса от них.

4.6 Освоение скважин

Все скважины на Трифоновском месторождении в настоящее время осваиваются методом компрессирования и непосредственно насосами. Для нагнетания газа (воздуха) в скважину применяют передвижные компрессорные установки автономного действия УКП-80. Эта установка состоит из поршневого компрессора КП-80, привода-дизеля В-2, агрегатов и систем, обеспечивающих работоспособность установки. Всё оборудование смонтировано на прицепной гусеничной тележке. Подача компрессора УКП-80 равна 8 м3/мин, рабочее давление 80 кгс/см2 (8Мпа), общая масса агрегата -16 т.

Первичное освоение новых скважин:

Промывка ствола и забоя скважины водой с ПАВ (0,01 - 0,02% ОП - 10 или дисолвана 4411 в пресной воде). В последней пробе промывочной жидкости должны отсутствовать мехпримеси.

Дренирование скважины компрессором до постоянства состава промывочной жидкости. В последней пробе пластовой нефти должны отсутствовать мехпримеси и фильтрат бурового раствора.

Динамическая кислотная ванна в интервале перфорации.

Дренирование скважины компрессором до постоянного состава пластовой жидкорсти. В последней пробе должны отсутствовать мехпримеси.

Интенсивная промывка ствола и забоя скважины водой с ПАВ (ОП -10 или дисолвана 4411) или нефтью.

Результаты первичного освоения оформляются двухсторонним актом (ООО «ЛУКОЙЛ-Бурение Пермь» и НГДУ), входящим в состав документации по сдаче скважины из бурения.

Освоение скважин вакуумным насосом:

Состояние призабойной зоны скважины играет важную роль для повышения производительности скважин и увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов. При бурении или длительной эксплуатации скважины её призабойная зона засоряется и ухудшаются коллекторские свойства пласта, снижается проницаемость и гидропроводность. При осуществлении заводнения или при закачке холодной воды в скважине происходит охлаждение пласта и выпадение АСПО в радиусе 3-10 метров.

Воздействие кислотой в закальматированной призабойной зоне затруднено из-за высоких давлений закачки и низкой приёмистости.

В таких условиях хорошие результаты дает метод импульсно-депрессионного воздействия на пласт при освоении скважины и её эксплуатации.

Существующий метод применяется с использованием невставных насосов диаметром 68-32 мм. Из-за отсутствия невставных насосов в ЦДНГ - 10 применяются вставные насосы НВ-32 и НВ-44 с замковыми опорами, в результате конструкция упрощается, а продолжительность эффекта несколько увеличивается.

В результате воздействия очищаются поровые каналы от загрязняющих частиц, разрушается кольматирующий барьер в скважине, происходит освоение необходимого пропластка в скважине. Эффективность вакуумного воздействия увеличивается с установкой пакера с клапаном для глушения.

После кратковременной работы насоса производится закачка в НКТ небольшой порции кислоты или нефтекислотной эмульсии с продавкой в пласт. После реакции возобновляется кратковременная работа насоса со сбором шлама в отстойник насоса. После выхода на режим производится замена вакуумного насоса на обычный насос повышенной производительности. Благодаря этой технологии скважина восстанавливает дебит первоначальной величины или осваивается вновь.

4.7 Методы увеличения производительности скважин

Для увеличения производительности скважин проводят следующие мероприятия:

Химические технологии обработки пласта

· Солянокислотная и глинокислотная обработки;

· ДН - 9010;

Физические

· Локальный гидравлический разрыв пласта;

· Перестрел, дострел;

· Различные виды перфорации (гидравлическая глубокопроникаемая, сверлящая глубокопроникаемая, ЩГПП);

· Циклическое и импульсное воздействие на призабойную зону (гидроударное, импульсно-депрессионное, гидровоздействие, электрогидровоздействие, акустическое воздействие);

Гидродинамические

· Циклическое (нестационарное) заводнение;

· Технологии вовлечения в разработку недренируемых запасов (приобщение пластов, переход на другие объекты);

Комбинированные

· Кислотные обработки с волновым воздействием на пласт;

Для оценки эффективности проведённого мероприятия производят замер дебита скважины, обводнённости, определяют динамический уровень, снимают КВД. Все эти данные получают до и после воздействия на ПЗП.

4.8 Анализ причин и мероприятия по увеличению эффективности подземных ремонтов скважин

Из общего количества подземных ремонтов 20 % связано с проведением геолого-технических мероприятий, таких как воздействие на ПЗС, оптимизация подземного оборудования и перевод на форсированный механизированный отбор после прекращения фонтанирования скважин.

Причины остальных подземных ремонтов связаны с заменой изношенного оборудования на отремонтированное и проверенное на БПО, выходом из строя штанговых колонн и выпадением АСПВ на подземном оборудовании.

Борьба с АСПО связана затяжными подземными ремонтами, связанными с вызовом циркуляции при глушении, подъемом звеньями глубинно-насосного оборудования (типа НКТ-штанга) и проведением своевременных планово - предупредительных ремонтов, позволяющих не допускать выхода скважин в ремонт с потерей циркуляции. При этом процесс глушения приводил к дополнительному сбору АСПВ на стенках НКТ и штанговых колонн. После подъема бригадам ПРС приходилось длительно (в течение 1-2 смен) пропаривать с помощью паропередвижной установки (ППУ) глубинно-насосное оборудование, что приводило к замазучиванию территории вокруг скважины.

Проблема значительно снизилась с внедрением штанговых колонн, оборудованных скребками, на которых прикрепленные с помощью металлических хомутов к телу штанги скребки осуществляли очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО, а подвижные скребки, перемещающиеся по телу штанги на расстояние хода полированного штока, производили очистку непосредственно штанговой колонны. Причем, спуск штанг, оборудованных скребками, осуществляли в интервал запарафинивания АСПО. Характеристика работы скважин по ЦДНГ-10 Дороховского участка приведена в таблице 4.3.

Недостатком метода явилось:

· Несоответствие по ряду скважин длины хода полированного штока расстоянию между неподвижными скребками. Особенно это сказывалось при работе станка - качалки с наименьшей длиной хода полированного штока до 1,2-1,6 м.

· Некачественное крепление металлических хомутов к телу штанги, связанное с человеческим фактором, когда к телу каждой штанги прикреплялось 5-6 неподвижных полухомутов, стягиваемых вокруг штанги сварным швом. Работа штанговой колонны в знакопеременном режиме приводила к концентрации напряжений в опасных зонах и обрывам штанг по телу в районе хомута.

· В первое время штанговые колонны со скребками комплектовались из новых штанг, в дальнейшем - из проверенных на дефектоскопии штанг БУ, муфты которых практически не проверялись и не всегда соответствовали ГОСТу 13877-80. В результате происходили отвороты или обрывы по муфтам штанговых колонн.

· Некачественное пропаривание скребков на штангах и конструктивное сужение площади проходного сечения между стенками НКТ и штанг со скребками приводили

· к преждевременной потере проходимости и созданию пробок АСПВ в лифтовых колоннах.

· Первоначальное изготовление скребков с нарушением технологии, в результате чего скребки подвергались в скважинах разрушению под действием агрессивной среды и различных факторов (повышенное давление, высокая газонасыщенность и другие) приводили к растрескиванию и разрушению скребков как в скважине, так и на устье после подъема из скважины. Осколками скребков засорялось насосное оборудование, что приводило к преждевременному износу металлических трущихся поверхностей пары плунжер-цилиндр и клапанной пары.

Отмеченные недостатки были устранены с созданием отечественного стенда по заливке полиамидных скребков на тело штанги, по аналогии с импортными штангами КАНАРОСС.

С целью увеличения продолжительности безотказной работы штанговых глубинных насосов применялись ШСН с противопесочными насадками, устанавливаемыми на плунжере насоса и сохраняющими пространство плунжер-цилиндр от износа.

С целью предотвращения отложений АСПО на скважинах фонтанных и оборудованных УЭЦН применялись модернизированные скребки с замком (РФ свидетельство п.м. №8037) и скребки-пауки ( РФ свидетельство на п.м. 8038).

Вместе с тем проводился ужесточенный контроль за соблюдением регламентных работ по данным скважинам, в результате увеличился межочистной период.

Все эти факторы свидетельствуют о направленной работе предприятия по пути увеличения надежности работы подземного оборудования и межремонтного периода работы скважин. В таблице 4.4 представлена характеристика показателей выхода из строя насосного оборудования скважин Трифоновского месторождения пласта Т.

4.9 Анализ малодебитного фонда

В ЦДНГ - 10 в категории малодебитных скважин находится около половины действующего глубиннонасосного фонда ( 41%).

Как правило, скважины с дебитом менее 3 м³/сут, независимо от высоты подъёма, определяются как малодебитные.

По турнейскому пласту Трифоновского месторождения таких скважин на данный момент нет (минимальный дебит в скв.№ 204 составляет 4,3м³/сут).

Из основных причин, влияющих на переход добывающих скважин в категорию малодебитных, можно отметить следующее:

Ш выработка запасов, что происходит рано или поздно с любым месторождением;

Ш значительное снижение пластового давления;

Ш снижение фазовой проницаемости для нефти из-за обводненности скважин;

Ш закачка холодной воды и необработанной жидкости в нагнетательные скважины, затрудняющая процесс управления заводнением пласта;

Ш повышение вязкости за счет раннего разгазирования нефти, что влечет за собой отложения АСПО на подземном оборудовании;

Ш циклический характер откачки жидкости, приводящий к созданию трудноразрушаемых эмульсий;

Ш смыкание трещин в пласте за счет создания больших постоянных депрессий;

Ш засорение ПЗП минеральными солями, попавшими из пласта или при глушении скважины, и механическими примесями, смытыми с поверхности НКТ и штанг во время промывок от АСПО;

Ш большая глубина подъема жидкости на дневную поверхность;

Ш высокий газовый фактор.

4.10 Методы воздействия на призабойную зону скважин

ЛГРП (локальный гидроразрыв пласта)

Технология ЛГРП позволяет создавать в пределах прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости локализованные по его разрезу трещины гидроразрыва высокой проводимости, в результате чего кратно повышать производительность скважин и интенсифицировать выработку отдельных пропластков. Кроме создания локализированной трещины высокой проводимости, технология ЛГРП позволяет существенно экономить энергию и технологические материалы при его проведении. Для локализации трещины по разрезу пласта применяют дополнительную перфорацию в заданном интервале. Наиболее эффективно для этой цели проведение до гидроразрыва гидропескоструйной перфорации с прорезанием на заданной глубине каналов в горизонтальной плоскости продуктивного пласта, дополнительное вскрытие пласта гидропескоструйной перфорацией существенно снижает давление разрыва при проведении ЛГРП.

При проектировании ЛГРП расчётным путём определяют темп и объём закачки жидкости разрыва, обеспечивающие развитие трещины по длине, равной радиусу прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости. Осуществляют гидроразрыв пласта закачкой жидкости разрыва по расчётному регламенту. После этого уменьшением темпа и прекращением закачки снижают забойное давление ниже давления разрыва пласта, что приводит к смыканию трещин. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) сузпензию жидкости-носителя с закрепляющим материалом в объёме, равном объёму созданной трещины. Затем закачивают продавочную жидкость, вытесняя технологические жидкости из колонны НКТ в трещину гидроразрыва. При этом темп закачки поднимают до величины, обеспечивающей рост забойного давления выше давления разрыва пласта, что приводит к повторному раскрытию ранее созданной трещины. Объём закачки продавочной жидкости устанавливают равным объёму колонны НКТ, спущенной до прорезанных каналов, что гарантирует полное вытеснение сузпензии в трещину гидроразрыва.

Таким образом, создаётся закреплённая трещина заданных размеров. Кроме того, проведение гидроразрыва по описанной технологической схеме требует значительно меньших затрат энергии и технологических материалов по сравнению с традиционными технологиями ГРП.

УДС (увеличение диаметра скважины)

УДС - увеличение диаметра скважины - или СКО по толщине проводятся в монолитных пластах с целью освоения низкопроницаемого пропластка путем установки пакера в интервале перфорации и закачки кислоты в подпакерную зону, затем выхода её (кислоты) в надпакерную зону по затрубному пространству.

Циклы проводят 5-6 раз, повышая концентрацию кислоты новыми порциями.

Методика применяется в залежах с подстилающей подошвенной водой и расположенных в подгазовых зонах для увеличения диаметра скважины.

ДН - 9010

Технология проведения мероприятия.

При спущенном пакере и открытой межтрубной задвижке головная часть реагента доводится до воронки (это обуславливает начальные низкие давления закачки). Затем сажается пакер, закрывается межтрубная задвижка и производится закачка, а затем и продавка реагента в пласт. Большой объём ( по сравнению с соляной кислотой ) реагента и продавочной жидкости позволяет реагенту проникать глубже в пласт, практически не

воздействуя на ранее обработанные соляной кислотой зоны.

Критерии выбора скважин

В соответствии с опытом работ и проектом «Инструкции» на технологический процесс разработчиком были предложены ЦДНГ - 10 следующие критерии для выбора скважин:

Ш Наличие остаточной нефти в радиусе влияния скважины

Ш Обводнённость продукции не должна превышать 50 %

Ш Забойное давление должно быть выше давления гидростатического столба жидкости

Ш Не должно быть пропластков, отличающихся друг от друга по проницаемости более чем на 30 - 40 %

Ш Не должно быть близко расположенных водоносных горизонтов

Ш Скважина должна находиться в работе

КОИС - 116ДС (СКИФ)

КОИС является широкопроходным испытателем пластов, что позволяет контролировать и оптимизировать процессы визуально с помощью персонального компьютера, а вся необходимая информация как геофизическая, так и гидродинамическая в цифровом виде регистрируется на винчестере или дискетах. При этом геофизические исследования можно проводить непосредственно при работе пластов в прцессе испытания.

С помощью КОИС можно производить следующие работы:

Ш Испытание объектов в обсаженных скважинах с расчётом гидродинамических параметров пласта и оценкой состояния его околоствольной зоны и определением радиуса изменённой зоны

Ш Очистка околоствольной зоны от кольматации и грязи, принесённой в процессе

Ш первичного и вторичного вскрытия

Ш Интенсификация притока в скважинах, снизивших дебит (приёмистость) при эксплуатации из-за отложений асфальто-смолистых и парафиновых (солевых) как непосредственно, так и в комплексе с ТГХВ, ЭГВ, ГИВ и другими с определением гидрохимических характеристик и эффективности проведённых работ

Ш Выявление обводняющихся пропластков в нефтяных пластах

Ш Определение работающих пропластков при различных депрессиях

Ш Освоение трудноосваиваемых пластов и оставление их в равновесных состояниях, что в дальнейшем значительно облегчает их пуск в эксплуатацию.

Ш Определение заколонных перетоков при наличии в объекте разработки нескольких перфорированных пластов с различными коллекторскими свойствами

Ш Поинтервальная кислотная обработка

Ш Определение герметичности установленного моста

Ш Определение места негерметичности колонны

Свабирование

Сваб механический предназначен для извлечения жидкости из скважины путём спуска его в насосно-компрессорные трубы на каротажном кабеле под уровень и подъёма столба жидкости на поверхность.

Использование сваба позволяет решать следующие задачи:

Ш Создавать депрессии на пласт с целью очистки прискважинной зоны.

Ш Освоение скважин после перфорации или её капитального ремонта.

Ш Испытание колонн на герметичность методом снижения уровня.

Ш Увеличение объёмов извлекаемой из пласта жидкости на заключительной стадии исследования с помощью ИПТ.

Ш Необходимые технические средства:

Ш Устьевое оборудование предусмотренное проектом на строительство ( фонтанная арматура, устьевая площадка сепаратор ).

Ш Подъёмная установка (А-50 , Азинмаш)

Ш Ёмкость с уровнемером объёмом 10 - 20 м3.

Ш ППУ ( при температуре воздуха ниже 0*С).

Ш НКТ - 73 (2,5) в количестве, необходимом для спуска до интервала перфорации с установленной безопасной муфтой внизу (фильтр, крестовина), исключающей падение в скважину сваба в случае обрыва кабеля (при спуске НКТ должны быть прошаблонированы шаблоном диаметром не менее 60 мм и длиной не менее 880 мм.

Технология проведения ЭГВ

Электрогидроимпульсное устройство предназначено для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин путём воздействия на них электрическим разрядом (ударных и акустических волн, генерируемых мощными конденсаторами, при напряжении 30 кВ, с целью интенсификации притока и приёмистости.

Объектами для обработки являются:

Ш коллекторы, сложенные низкопроницаемыми заглинизированными породами;

Ш скважины в которых произошло снижение продуктивности вследствие выпадения в призабойной зоне минеральных солей, гипса;

Ш скважины с ухудшенными при бурении или ремонтных работах коллекторскими свойствами призабойной зоны пласта;

Конденсатно-разрядное устройство спускается в скважину на геофизическом кабеле и устанавливается против обрабатываемого пласта. Обработка производится созданием серии разрядов (импульсов) по всей толщине вскрытого коллектора, причём обработка производится постепенным перемещением разрядника от подошвы к кровле пласта. Как показала практика, наиболее оптимальное число импульсов является 150 - 200 на 1 м толщины пласта.

Техническая успешность индивидуальных операций ЭГВ составляет 70%.

При комплексировании ЭГВ с ИПТ, с помощью которого при резкой депрессии выносится из пласта весь разрушенный кольматирующий материал сразу же после проведения ЭГВ, возрастает не только процент успешности до 90%, но и эффективность и продолжительность действия, особенно нагнетательных скважин (в 2 - 4 раза).

ИДВ

Импульсное депрессионное воздействие (ИДВ) на пласт проводится с целью очистки ПЗП и увеличения производительности скважины. Воздействие осуществляется специальным скважинным вакуумным насосом без прекращения добычи нефти.

Порядок проведения работ:

1. заглушить скважину солёной водой или обратной эмульсией (V=22м3, плотность 0,98 г/см3).

2. Стравить Ризб и начать подъём оборудования, провести ревизию подземного оборудования.

3. Отбить забой грузиком с геологической машины.

4. Если исследуемый пласт открыт, то собрать пакерное устройство для вакуумного воздействия, для чего спустить хвостовик с заглушкой, навернуть перфорированный цилиндр НН - 44 без всасывающего клапана с 4-я отверстиями и пакер с опорой на забой.

5. Спустить удлинённый плунжер на штангах.

6. Разгрузить НКТ, плунжер в цилиндре - верхние отверстия в корпусе насоса должны быть открыты, при этом доливая в трубки солёную воду - получить излив из затрубного пространства или контролировать понижение уровня жидкости в НКТ.

7. Приподнимая штанги, зафиксировать момент прекращения движения жидкости (плунжер перекрыл отверстия). С данной точки штанги приподнять на 85см и зафиксировать как крайнее нижнее положение. Крайнее верхнее положение должно быть не ниже 1,8м (лучше 2,2 - 2,5м).

8. Трубы опрессовать насосом, собрав арматуру, и вызвать подачу. Организовать подачу в течение 1 - 2 суток с отбором проб.

V. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ

Для разработки мероприятий, направленных на совершенствование разработки залежи нефти в отложениях турнейской залежи Трифоновскго месторождения был произведен расчет подвижных остаточных извлекаемых запасов нефти по скважинам с помощью программы “Анализ 3” /Шевко Н.А./, а так же объёмным методом. Для определения извлекаемых запасов по скважинам в программе использованы характеристики вытеснения (ХВ), кривые падения дебита (КПД) и формальные кривые (ФК). При подсчёте объёмным методом использовались данные характеризующие геолого-физические свойства флюида и горной породы.

Расчёт остаточных извлекаемых запасов объёмным методом

Определение запасов осуществляется по формуле:

Q_бал = F_др Ч h_{эф нн} Ч m Ч К_нн ,

Q_извл = Q_бал Ч зЧ1/b_н,

где: Q_извл - начальные извлекаемые запасы по скважине, т;

Q_бал - балансовые запасы по скважине, т;

F_др - площадь нефтеносности, приходящаяся на скважину (площадь зоны дренирования скважины), м²;

Н_{эф нн} - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытого скважиной, м;

т - коэффициент открытой пористости, д. ед.;

К_нн - коэффициент нефтенасыщенности пор, д. ед.;

b_н - объемный коэффициент нефти;

з - конечный коэффициент извлечения нефти.

Площадь нефтеносности, рассчитывалась индивидуально по каждой скважине. Это обусловлено малым числом скважин на залежи и отсутствием какой либо сетки разбуривания. На рисунке 5.1 представлена схема распределения площадей нефтеносности по каждой скважине.

Значения коэффициентов открытой пористости, нефтенасыщенности пор, объемного коэффициента а так же коэффициента извлечения нефти были приняты едиными для всех скважин: т=0,12 д. ед.;

К_нн =0,7 д. ед.;

b_н =1,057 д. ед.;

з= 0,1 д. ед.;

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта определялась по результатам исследований скважин.

На основании имеющихся данных был проведён расчет извлекаемы запасов с учётом на каждую скважину и следовательно, определены сроки их выработки.

Далее проводился расчёт по программе «Analis3». Данные необходимые для расчёта представляли собой поквартальные показатели накопленной добычи по нефти и по жидкости за весь период работы скважины. Затем, аналогичным образом определялся срок выработки остаточных подвижных запасов, с учётом посчитанных по программе «Analis3» показателей начальных извлекаемых запасов.

Результаты расчета начальных и остаточных извлекаемых запасов по скважинам, произведенного объемным методом и при помощи программы “Анализ 3”, представлены в табл. 5.1. Здесь же приведены сроки выработки запасов по каждой скважине, определенные в результате деления остаточных извлекаемых запасов на текущий дебит скважины по нефти.

Как видно из таблицы, извлекаемые запасы многих скважин (скв.№№ 535, 570, 574, 575, 201, 204, 203, 220) определенные с помощью программы “Анализ 3”, практически не отличаются от запасов, рассчитанных объемным методом. Единственное существенное различие показателей запасов (скв. № 576) можно объяснить тем, что зоны дренирования этой скважины гораздо больше, нежели принятые при расчете извлекаемых запасов объемным методом.

Сумма значений остаточных извлекаемых запасов по скважинам, рассчитанных по программе “Анализ 3”, несколько больше суммы остаточных извлекаемых запасов, вычисленных объемным методом. Разница в сумме дает нам величину запасов нефти, которые при существующих условиях разработки будут дополнительно вовлечены в разработку. Данный факт говорит о том, что существующие зоны дренирования скважин (в частности скв. 576) несколько больше чем было принято при расчёте объёмным методом. Либо о повышенной скорости фильтрации нефти. Для выявления зон охваченных разработкой, построена карта, на которой для каждой скважины в виде кругов соответствующих радиусов обозначены площади зон дренирования рисунок 5.2.

По результатам расчета извлекаемых запасов с помощью программы “Анализ 3” для большинства скважин, при существующем на май 2002 г. дебите нефти, характерен срок выработки запасов от 1,3 до 11 лет (скв.№№ 535, 570, 575, 201, 204, 203, 220) , при среднем сроке выработки для этих скважин - 6,5 лет. Кроме этого, выделена 1 скважина (скв.№574), для которой характерен слишком низкий дебит по нефти и как следствие большой срок выработки запасов при существующих условиях отбора. А так же имеется 1 скважина (№576) запасы которой увеличились вследствие вовлечения в разработку дополнительных запасов примерно в 1,5 раза.

...