Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    538,21 Кб
  • Опубликовано:
    2015-03-26
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

Аннотация

Настоящая дипломная работа "Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай" составлена по фактическим материалам системы капитального ремонта скважин месторождения Жетыбай.

Основной задачей моей дипломной работы является промывка скважин для удаления песчаных пробок и сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.

В данной работе кратко описаны следующие аспекты: характеристика геологического строения месторождения; свойства и состав нефти, газа и воды; запасы нефти и газа; анализ текущего состояния разработки; анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов; методы борьбы с образованием песчаных пробок; технология подземного и капитального ремонтов скважин; критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"; работы при КРС по интенсификации добычи нефти; промывка скважин для удаления песчаных пробок с технологической схемой; эффективность применяемых способов промывки скважин; экономическая часть с описанием по капитальным вложениям и эксплуатационным затратам по промыслу, охрана труда и окружающей среды.

Андатпа

"Жетібай кен орнын игеру кезінде скважинаны күрделі жөндеудің ерекшеліктері" атты дипломдық жұмысы Жетібай кен орнында скважинаны күрделі жөндеудің нақты материалдары бойынша құрастырылған.

Менің дипломдық жұмысымның негізгі мақсаты скважинаны құм тығындарын жуу арқылы тазарту және тіке жуу мен қарсы жуудың салыстырмалы анализі.

Осы жұмыста қарастырылған негізгі бөлімдер: кен орнының геологиялық құрылысының сипаттамасы; мұнай, газ және судың қасиеттері мен құрамы; кен орнын игерудің бүгінгі таңдағы жағдайы; скважина фондысы құрылымының анализі және олардың дебиті; скважинаны құм тығынынан тазарту тәсілдері; мұнай және газ өндіру тәсілдерінің сипаттамасы; скважинаны жер асты және күрделі жөндеудің технологиясы; кен орнын күрделі және жер асты жөндеу кезіндегі жұмыстардың сапасы туралы анализ; скважинаны құм тығындарын жуу арқылы тазарту тәсілдерінің өнімділігі; экономикалық бөлім; еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау.

Annotation

present degree work "Features of carrying out of major overhaul of wells during development of Zhetybai deposit" is made on actual materials of system of major overhaul of Zhetybai deposit.main aim of my degree work is washing of wells for removal of sandy fuses and the comparative analysis of efficiency of direct and indirect washing.this work briefly following aspects are described: the characteristic of a geological structure of a deposit; the properties and the structure of an oil, gas and water; oil and gas reserves; the analysis of a current condition of development; the analysis of a structure of the fund of wells and their current productivity; the ways of resisting to sandy fuses formation; the characteristic of parameters of ways of operation of a well; actions under the prevention and struggle against complications at operation of wells; the technology of underground and major overhauls of wells; the critical analysis of job quality conditions during carrying out major overhaul and underground overhaul in NGDU "Zhetybaimunaygas"; washing of wells for removal sandy fuses with the technological scheme; efficiency of applied ways of washing of wells; the part of economics describing capital investments and operational industry expenses, health safety and environment.

Содержание

Введение

. Технологическая часть

.1 Характеристика геологического строения месторождения

.1.1 Общие сведения

.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

.1.4 Запасы нефти и газа

.2 Система разработки месторождения

.2.1 Анализ текущего состояния разработки

.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

.2.5 Борьба с образованием песчаных пробок

.3 Техника и технология добычи нефти и газа

.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

.3.3 Технология подземного ремонта скважин

.3.4 Технология капитального ремонта скважин

.3.5 Критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

.3.6 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

.4 Специальная часть

.4.1 Ликвидация песчаных пробок

.4.2 Промывка скважин для удаления песчаных пробок

.4.2.1 Прямая промывка водой

.4.2.2 Обратная промывка водой

.4.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

.4.3.1 Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

.4.4 Расчет РНМ

.4.4.1 Исходные данные для проектировани

.4.4.2 Схематизация формы залежи

.4.4.3 Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов

. Экономическая часть

.1 Структура нефтяных предприятий

.2 Организационная характеристика НГДУ "Жетыбаймунайгаз" и организация основного и вспомогательного производства

.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

.4 Технико-экономические показатели и анализ разработки месторождения Жетыбай

. Охрана труда и окружающей среды

.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

.2.1 Указания мер безопасности при ремонте скважин 3.3

.3 Охрана атмосферного воздуха

.3.1 Перечень источников загрязнения

.3.2 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ

.4 Охрана водных ресурсов

.5 Охрана земельных ресурсов

.6 Охрана флоры и фауны

.7 Промышленные отходы по НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

Заключение

Список литературы

Введение

Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Нефть и газ не только наиболее дешевые виды топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. Именно поэтому уделяется большое внимание быстрому развитию добычи нефти и газа - этих важнейших и прогрессивных отраслей народного хозяйства страны.

На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым относится и месторождение Жетыбай, повысить эффективность добычи нефти можно за счет применения рациональных систем разработки месторождений, широкого внедрения совершенных методов увеличения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.

Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

Значительным резервом роста добычи нефти и газа является ввод в эксплуатацию бездействующих скважин. Это мероприятие обеспечит нашей стране дополнительно сотни тысяч тонн нефти и сотни миллионов кубических метров газа в год.

Ряд бездействующих скважин нуждается в сложных восстановительных работах, которые обычно выполняются цехами капитального ремонта.

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок.

Целью дипломного проета является промывка скважин для удаления песчаных пробок на местрождении Жетыбай и сравнительный анализ эффективности прямой и обратной промывки.

1. Технологическая часть

 

.1 Характеристика геологического строения месторождения


.1.1 Общие сведения

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в состав Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Ближайшими к месторождению населенными пунктами как показано на рисунке 1, являются поселок Жетыбай - 1 км и районный центр Курык - 60 км.

В орографическом отношении район представляет собой обширное слабовсхолмленное плато, полого погружающееся в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 м до 170 м. Климат района резко континентальный. Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 47°C, абсолютный минимум минус 35°С.

Среднегодовая температура воздуха плюс 10°С. Район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.

Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта не более одного метра.

Крупное многопластовое, нефтегазовое месторождение Жетыбай было открыто в 1961 г.

В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в 1969 г. В районе месторождения проходит железная дорога Актау-Жетыбай-Узень, автодорога Актау-Жетыбай-Узень протяженностью 150 км.

Эксплуатационное бурение на месторождении Жетыбай было начато после составления в 1969 г. технологической схемы разработки наиболее глубокозалегающих залежей XI, XII и XIII горизонтов [5].

На месторождении Жетыбай бурением вскрыты мезокайнозойские отложения толщиной около 3000 м, от неогеновых до триасовых как показано на рисунке 2. Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского, келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов [10].

Рисунок 1 - Обзорная карта района

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез Жетыбайского месторождения

Месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания, по поверхности I продуктивного горизонта размеры ее 22×6 км при амплитуде 65 м как показано на рисунках 3 и 4. Структура довольно пологая, с глубиной углы падения пород на крыльях увеличиваются от 2,5˚ до 5˚. В присводовой части структуры, в пределах довольно широкого свода обособляются два куполовидных поднятия, разделенные небольшим прогибом глубиной порядка 10м, который оказывается достаточным для контролирования ряда залежей в пределах юрского продуктивного разреза.

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

В разрезе месторождения Жетыбай вскрыты: 1 газовая, 12 нефтяных и 13 нефтегазовых залежей [6].

В верхней части продуктивной толщи (горизонты Ю-I-VI) наряду с хорошим расчленением на горизонты, как правило, имеют развитие отдельные пласты коллекторы. В горизонтах прослеживается 3-6, иногда до 10 пластов-коллекторов, разделенных глинистыми прослоями. Иногда толщина пластов-коллекторов достигает 20-30 м, образуя песчаные пачки.

Средняя часть продуктивной толщи, приуроченная к байосскому ярусу, характеризуется преобладанием глинистых пород и имеет более сложное строение, выражающееся в частом замещении песчаных пластов глинистыми разностями. Пласты-коллекторы разобщаются не только по вертикали, но и по площади месторождения. Поэтому в отличие от верхней части разреза для этой толщи характерно наличие резервуаров, имеющих ограниченное распространение на отдельных участках структуры.горизонт представлен чередованием песчаников, алевролитов и глин общей толщиной от 58 м до 76 м. Средняя толщина 70 м.

Глубина залегания 2340-2425 м.

В разрезе выделены два пласта. Залежь пластовая, сводовая, нефтяная с подошвенной водой.

Коэффициент распространения - 0,95, коэффициент слияния - 0,11. Размеры нефтяной залежи XII горизонта 19,4×5,2 км.

Рисунок 3 - Структурная карта по кровле VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай

Масштаб 1: 25000

Рисунок 4 - Геологический разрез VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай по линии I-I

Масштаб 1: 5000

горизонт отделяется от вышележащего горизонта глинистым разделом мощностью порядка 4-17 м. Горизонт представлен монолитной толщей песчано-алевролитовых пород с маломощными непроницаемыми разностями, имеющими подчиненное значение. Общая мощность горизонта 150-160 м. Глубина залегания 2410-2450 м. Коллектор хорошо выдержан по размеру и по площади и характеризуется повсеместным распространением. Залежь пластовая, сводовая, нефтегазовая с подошвенной водой. Коэффициент распространения - 1, коэффициент слияния равен - 0,11. Размеры газовой шапки 6,2×2 км, нефтяной части 7,5×3,2 км.

Горизонты, приуроченные к нижней части продуктивной толщи (XII, XIII горизонты) характеризуются развитием мощных монолитных песчаных пачек.

Глинистые породы прослеживаются в виде небольших по толщине слоев, либо в виде отдельных линз, которые не являются литологическими экранами для залежей нефти и газа. Значения пласта, характеризующего продуктивность горизонтов представляется на примере VIII горизонта в таблице 1.1.

Коллекторами в юрской продуктивной толще месторождения служат песчано-алевритовые породы. На основании установленных закономерностей изменения глинистости и песчанистости выделяются две пачки коллекторов: верхняя келловей-байосская (Ю-I - Ю-XI горизонты) и нижняя ааленская (Ю-XII, Ю-XIII горизонты). Пласты-коллекторы верхней пачки представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами, нижней пачки - преимущественно среднезернистыми песчаниками, а в Ю-XIII горизонте развиты и крупнозернистые песчаники.

Таблица 1.1 - Общие показатели VIII горизонта

Показатели

Ед. изм.

VIII

1

глубина залегания

м

2170

2

пористость


0,18

3

проницаемость

м2

60

4

вязкость нефти

мПа*с

1,8

5

вязкость воды

мПа*с

0,45

6

плотность нефти в пластовых условиях в поверхностных условиях

т/м5

0,739 0,849

7

плотность воды пластовой закачиваемой

т/м3

1,09 1,01

8

пластовое давление начальное текущее

МПа

21,5 21,1

9

давление насыщения нефти начальное текущее

МПа

18,9 14,6

10

газосодержание нефти

м3/т

102

11

газовый фактор

м3/т

94

12

газонасыщенность


0,48

13

нефтенасыщенность


0,58


Особенности литологического строения предопределили развитие гранулярных коллекторов порового типа, емкостные и фильтрационные свойства которых обусловлены системой межзерновых пустот размерами от 2мкм до 18,6мкм.

Изучение физических свойств и нефтенасыщенности коллекторов проводились по керну в лабораторных условиях и по ГИС. Проанализировано более 4000 образцов керна, произведена оценка пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов более чем в 1500 скважинах.

Пористость коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Средние значения проницаемости пород коллекторов изменяются без какой-либо закономерности. Средние значения проницаемости, определенные по керну несколько ниже, чем по ГИС. Это объясняется различием объектов исследования: по керну проницаемость определяется небольшого образца породы, а по ГИС оценивается средняя проницаемость пласта-коллектора. Как видно из таблицы 1.2, средние значения проницаемости по основной части разреза не превышают 150×10-3 мкм2.

Таблица 1.2 - Характеристика параметров горизонтов

Горизонт

Тип коллектора

Проницаемость, ×10-3мкм2

Пористость, доли ед.

Начальная нефтегазонасыщенность, доли ед.

1

Ю-II

Поровый

116,3

0.201

0,583

2

Ю-III

Поровый

150,2

0,204

0,560

3

Ю-IV

Поровый

133,5

0,193

0,528

4

Ю-V

Поровый

132,4

0.189

0,582

5

Ю-VI

Поровый

131,8

0,182

0,567

6

Ю-VII

Поровый

89,4

0,181

0,549

7

Ю-VIII

Поровый

81,2

0,173

0,581

8

Ю-IX

Поровый

117,6

0,170

0,607

9

Ю-X

Поровый

104,7

0.166

0,614

10

Ю-XI

Поровый

123,2

0,164

0,577

11

Ю-XII

Поровый

200,8

0,160

0,649

12

Ю-XIII

Поровый

285,7

0,165

0,672


К настоящему времени на месторождении установлено 26 залежей нефти и газа промышленных категорий [5]. Эти залежи различаются по размерам, запасам, характеру насыщения, типу ловушки. Высота залежей существенно отличаются от нескольких метров, по небольшим залежам в Ю-VII горизонте, до 111 м по залежи Ю-X горизонта как показано в таблице 1.3. Максимальными высотами, близкими к амплитуде структуры, характеризуются наиболее крупные залежи Ю-X и Ю-XII горизонтов, в то время как, залежи имеющие высоты порядка 10 м связаны с небольшими куполами, осложняющими западную и восточную части поднятия.

По типу природного резервуара большая часть залежей относится к пластовым сводовым и только залежи нефти в Ю-XIII, Ю-XII, Ю-VII и Ю-IV горизонтах являются массивными, по всей площади подстилаемые водой. Массивные залежи приурочены к небольшим осложнениям структуры, за исключением Ю-XIII и Ю-XII горизонтов, которые содержат наиболее крупные по размерам залежи нефти.

Юрские продуктивные горизонты достаточно уверенно прослеживаются по площади месторождения. Большинство горизонтов имеют толщину 50-70 м, несколько меньшими толщинами 15-30 м характеризуются Ю-II, Ю-III, Ю-IX горизонт. Исключение составляет песчаная пачка Ю-XIII горизонта толщина, которой достигает 150-160 м. Продуктивные горизонты отделяются друг от друга глинистыми пачками толщиной от 5 м до 20 м. Эффективные толщины подвержены значительным изменениям, что связано с высокой неоднородностью коллекторов, резкой изменчивостью их емкостно-фильтрационных свойств, вплоть до полного замещения непроницаемыми породами.

Таблица 1.3 - Характеристика продуктивных горизонтов

Горизонт

Залежь

Глубина залегания, м

Тип залежи

Площадь продуктивности, км2

Эффект. толщина, газ/нефть, м

Размеры залежи, км

Высота залежи, м

Положение




Характеру насыщения

Пластового резервуара




газовой

нефтяной

ГВК, м

ГНК, м

ВНК, м

Ю-I


1695-1780

газовая

пласт. сводов

67.4

8.6/-

18.5х5.2

58


-1590-1610



Ю-II

б1-б2

1765-1840

нефтегазов.

пласт. сводов

70.0

2.5/2.1

19.2х5.2

46

11


-1654

-1665

Ю-III

1-6

1785-1860

нефтегазов.

пласт. сводов

59.2

11.2/7.4

17.4х5.2

37

29


-1663

-1667-1692

Ю-IV

1-2

1825-1870

нефтяная

пласт. сводов

28.2

-/5.8

12.8х3.2


26



-1675-1695


4-5


нефтяная

массивная

15.6

-/2.5

8.4х3.0


24



-1705-1712

Ю-V

а

1865-1955

газонефтян.

пласт. сводов

46.4

3.2/3.9

15.6х5.0

25

26


-1726

-1738-1752


б1-б2


нефтяная

пласт. сводов

54.2

-/4.8

17.0х5.1


48



-1769-1781


в1-в4


нефтяная

пласт. сводов

32.7

-/5.9

13.5х 4.0


51



-1770-1777

Ю-VI

а1-а2

1950-2010

газонефтян.

пласт. сводов

37.4

3.6/5.5

15.0х 4.2

15

20


-1803

-1817-1823


б1-б3

пласт. сводов

17.0

3.1/7.4

11.3х3.8

17

27


-1819

-1827-1846

Ю-VII

1-6 (вост)

2000-2100

нефтяная

массивная

1.8

-/4.0

1.9х1.2


9



-1854


1-6 (центр)


нефтяная

массивная

2.1

-/3.8

2.3х1.2


9



-1853


1-6(запад)


нефтяная

массивная

5.8

-/5.5

5.0х1.6


19



-1864-1870


8-9 (вост)


нефтяная

пласт. сводов

6.7

-/6.5

3.9х2.3


24



-1923


8-9 (центр)


нефтяная

массивная

0.9

-/3.3

1.3х1.1


12



-1890-1903

Ю-VIII

а1-а3

2065-2170

газонефтян

пласт. сводов

38.5

2.8/5.8

17.0х4.4

18

36


-1932

-1947-1968


а4


нефтяная

пласт. сводов

31.3

-/1.9

17.0х4.5


52



-1972-1988


б1-б3


газонефтян

пласт. сводов

49.6

3.3/10.7

17.8х6.0

17

56


-1958

-1984-2014


Результаты детального изучения строения продуктивной толщи, статистические ряды распределения проницаемости, из которой следует, что наибольшее количество определений приходится до 150×10-3 мкм2 приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Статистические ряды распределения проницаемости

По данным геофизических исследований

интервалы изменения, *10-3 мкм2

число случаев


горизонт


II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

<=50

342

1415

398

1430

841

203

197 2

666

1204

475

118

25

9089

51-100

321

1199

258

977

630

111

987

288

473

168

83

13

5508

101-150

184

728

157

611

322

54

410

137

249

95

61

11

3019

151-200

105

440

98

399

214

18

222

87

137

62

53

11

1846

201-250

64

332

42

268

150

17

89

54

113

35

28

7

1199

251-300

36

242

42

159

71

6

47

22

58

26

33

12

754

>300

70

675

98

402

230

26

140

149

178

116

112

52

2248

1122

5031

1093

4246

2458

435

3868

1403

2412

977

488

131

23664


По данным лабораторного изучения кернов

интервалы изменения, *10-3 мкм2

число случаев


горизонт


II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

<=50

3

76

39

65

76

65

99

32

27

27

115

61

685

51-100

6

26

12

33

27

21

16

6

4

4

24

36

215

101-150

2

14

14

24

19

6

9

4

2

3

17

24

138

151-200

0

9

7

13

6

7

3

2

2

2

11

12

74

201-250

1

7

3

10

7

6

5

0

1

1

10

8

59

251-300

0

2

3

16

3

1

2

0

1

1

5

7

41

>300

2

2

9

32

14

7

9

1

2

20

26

126

14

136

87

193

152

113

143

45

39

40

202

174

1338



.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Контроль над физико-химическими свойствами нефти в пластовых и поверхностных условиях месторождения Жетыбай выполнялся КазНИПИнефть, начиная с периода разведки до 1996 г. В 1992 г. были обобщены все материалы по исследованию свойств пластовой нефти, по результатам изучения кондиционных глубинных проб более чем в 60 скважинах, выполненных в период с 1984 по 1991 гг. За период с 1997 по 2003гг. имеется информация о составе, свойствах нефти и газа по результатам исследования глубинных проб нефти из скважин 2780 (Ю-Х) и 1318 (Ю-VIII), выполненного ЗАО "НИПИнефтегаз" в 2000 г.

Начальная оценка параметров пластовой нефти по горизонтам и зависимость между параметрами и условиями залегания были получены по результатам исследований большого количества проб, отобранных на стадии разведки и опытно промышленной эксплуатации месторождения. Особенность геологического строения месторождения отразилась на свойствах нефти. Пластовое давление над давлением насыщения было невелико, а на своде залежей давление насыщения, как правило, было равно пластовому. Известно, что в процессе разработки нефтяных месторождений в результате изменения пластового давления, пластовой температуры и внедрения в залежи вытесняющих агентов, отличающихся от пластовых по физико-химическим свойствам, нарушается термодинамическое равновесие пластовой системы. Эти изменения отражаются на свойствах добываемой нефти и газа - изменяется газонасыщенность нефти, вязкостно-плотностная характеристика, состав нефти и добываемого нефтяного газа.

За последние годы были исследованы пробы, отобранные с разных горизонтов. Сопоставление их с начальной характеристикой нефти свидетельствует о происшедших изменениях в основных свойствах дегазированных нефтей как показано в таблице 1.5. В первую очередь это касается вязкостно-плотностной характеристики и содержания асфальто-смолистых веществ.

Контроль над составом нефтяного газа проводился по пробам газа, отобранным на групповых сепарационных установках и по пробам однократного разгазирования нефти.

Газ, отбираемый на групповых сепарационных установках, представляет собой газ 1 ступени сепарации нефти и его состав характеризует товарные качества подаваемой на переработку газа как показано в таблице 1.6.

Разрез Жетыбайского месторождения подразделяется на два гидрогеологических этажа - меловой и юрский. В процессе опробования скважин пластовые воды получены из среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложений. Воды аптских и барремских горизонтов, в основном, сульфатно-натриевого типа, а воды готерив-воланжинских отложений хлор-кальциевого. Давление насыщения пластовых вод колеблется от 82 атм. до 320 атм. Приведенные напоры пластовых вод изменяются от 130 м до 190 м. На основании изучения изменения напоров вод по площади было выявлено, что движение пластовых вод осуществляется с севера на юг. В гидрогеологическом отношении выявленные залежи приурочены к единой водонапорной системе.

Таблица 1.5 - Месторождение Жетыбай. Динамика средних значений плотности, динамической вязкости, содержание а.с.в. и парафина

Гор-т

На начало разработки

Содержание, % весовых

По состоянию на 01.01.81

Содержание, % весовых

По состоянию на 01.01.96

Содержание, % весовых


плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость при 50 оС, мПа*с


плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость при 50 оС, мПа*с


плотность при 20 оС, г/см3

динами ческая вязкость при 50 оС, мПа*с





асф+смол

пара фина



асф+смол

пара фина



асф+смол

пара фина

III

0,8631

24,2

17.0

19,8









V

0,8698

31,2

15,7

22,0

0,8656

31,2







VI

0,8640

28,7

15,2

20,2









VIII

0,8487

12,2

14,5

21,3

0,8567

16,5

15,3

22,3

0,8626

16,5

17,0

22,0

IX

0,8434

10,4

10,1

18,6









X

0,8406

7,8

9,2

21,2

0,8438

8,3

10,1

21,0

0,8508

10,8

11,8

21,1

XI

0,8428

11,2

8,5

24,2









XII

0,8389

7,2

8,8

19,5

0,8400

7,5

9,6

22,5

0,8509

9,6

11,8

19,5

XIII

0,8320

6,0

8,3

20,1





0,8499

9,5

10,0

20,3


Продолжение таблицы 1.5

По состоянию на 01.01.2000

Содержание, % весовых

По состоянию на 01.01.2006

Содержание, % весовых

плотность при 20 оС, г/см3

динамическая вязкость при 50 оС, мПа*с


плотность при 20 оС, г/см3

динамическая вязкость при 50 оС, мПа*с




асф+смол

парафина



асф+смол

парафина

0,8698

19,6

17,7

19,8





0,8755

33,8

19,6

22,0

0,8769

34,4

17,7

19,8

0,8735

31,0

18,0

21,5

0,8829

35,3

16,5

19,8

0,8605

16,2

15,0

21,1

0,8654

19,1

14,7


0,8511

11,1

9,1

19,2

0,8553

14,3

13,0

20,5

0,8512

11,0

12,0

21,3

0,8477

9,5

11,0

18,1

0,8405

7,3

9,5

21,4

0,8536

8,6

9,8


0,8456

8,6

10,0

20,3

0,8436

9,2

10,2

18,0

0,8500

9,5

10,0

20,3






Таблица 1.6 - Месторождение Жетыбай. Компонентный состав нефтяного газа по групповым сепарационным установкам по состоянию на 01.07.06г.

№ ГУ

Содержание компонентов, % мольные

Удельный вес, г/л

С3+высш, г/м3


Угл. газ

азот

метан

этан

Пропан

Изобутан

Н-бутан

Изопентан

Н-пентан

Гексан+в



1

0,29

8,72

79,07

6,98

2,99

0,44

0,77

0,26

0,29

0,19

0,8940

118

2

0,45

4,42

65,62

11,34

9,10

1,83

3,70

1,07

1,34

1,13

1,1420

454

3

1,02

3,71

86,58

5,88

3,06

0,69

1,21

0,33

0,36

0,16

0,8870

141

5

0,60

3,13

70,79

12,92

8,20

1,16

2,05

0,45

0,46

0,24

1,0240

291

6

0,65

1,48

74,81

9,13

6,65

1,47

3,12

0,86

0,96

0,87

1,0410

350

7

0,88

2,78

78,93

9,71

4,71

0,77

1,25

0,36

0,36

0,25

0,9320

182

8

0,60

4,01

71,89

11,46

6,77

1,22

2,20

0,59

0,62

0,64

1,0250

293

9

0,69

4,07

68,89

12,14

7,95

1,45

2,89

0,68

0,78

0,46

1,0650

342

10

0,24

4,14

64,65

13,44

7,72

1,46

5,66

0,95

1,35

0,39

1,1390

437

11

0,18

сл

74,01

14,52

6,13

1,35

2,58

0,51

0,55

0,17

1,0010

270

12

0,25

6,13

79,48

7,14

3,95

0,74

1,16

0,36

0,45

0,34

170

13

0,52

5,35

74,06

9,85

5,79

1,02

1,84

0,47

0,54

0,56

0,9900

248

14

0,54

2,92

70,46

11,96

7,90

1,42

2,68

0,68

0,80

0,63

1,0560

342

15

0,59

2,03

72,47

12,78

7,21

1,20

2,08

0,52

0,58

0,54

1,0200

290

16

1,10

1,73

67,62

13,44

9,05

1,64

2,97

0,80

0,93

0,72

1,1010

390

17

0,39

3,36

68,13

14,12

8,61

1,28

2,39

0,57

0,61

0,54

1,0610

331

18

1,62

2,61

65,26

13,79

9,66

1,72

3,23

0,73

0,85

0,53

1,1190

340

21

0,68

1,93

72,00

11,80

7,30

1,33

2,56

0,66

0,74

1,00

1,0490

335

22

0,64

1,50

71,27

13,21

8,44

1,31

2,30

0,54

0,54

0,25

1,0340

312

23

0,26

1,05

73,17

9,96

7,34

1,38

3,06

1,08

1,38

1,32

1,0760

398

25

0,53

3,46

71,26

11,35

7,51

1,35

2,46

0,68

0,79

0,61

1,0440

325

26

0,72

3,95

68,28

13,39

8,28

1,43

2,48

0,55

0,57

0,35

1,0570

321

27

0,26

2,54

78,44

10,44

5,75

1,04

1,88

0,59

0,72

0,34

0,9760

250

28

1,04

0,64

65,84

14,67

9,37

1,83

3,79

0,90

1,02

0,90

1,1370

437

29

0,55

2,75

68,42

13,32

8,16

1,65

2,81

0,86

0,95

0,53

1,0800

364

30

0,30

2,42

67,12

12,62

9,32

1,74

3,65

0,91

1,02

0,90

1,1190

430



1.1.4 Запасы нефти и газа

За период прошедший после утверждения запасов нефти и газа в ГКЗ СССР в 1970 г. запасы пересчитывались дважды. В 1980 г. запасы нефти и газа были пересчитаны, так как к тому времени на месторождении было пробурено более 700 скважин. Дополнительный материал позволил уточнить геологическое строение залежей. К тому же в этот период, составлялся проект разработки по месторождению и для него были необходимы новые сведения о залежах и запасах. В 1981 г. запасы были утверждены на ЦКЗ Миннефтепрома. нефть скважина промывка пробка

В 1992 г. была произведена переоценка запасов нефти и газа, когда на месторождении было пробурено уже более 1200 скважин, информация по которым в ряде случаев привела к заметным изменениям эффективных толщин и других подсчетных параметров. Новые данные по опробованию и эксплуатации скважин уточнили представление о распределении нефти и газа в продуктивном разрезе. Однако основная цель пересчета запасов нефти заключалась в изучении их структуры по параметрам, влияющим на выработку запасов нефти. Запасы нефти и газа были утверждены в 1995 г. в ЦКЗ Государственной холдинговой компании "Мунайгаз" (протокол №5 от 13 марта 1995 г.), которые находятся в настоящее время на балансе ОАО "Мангистаумунайгаз" и приведены в таблице 1.9. Запасы нефти утверждены по промышленной категории (А, В, С1). В таблице 1.7 представлены запасы свободного газа и газа газовых шапок.

Наиболее важной характеристикой структуры запасов нефти, определяющих рациональную разработку месторождения является проницаемость, так как с этим параметром связана продуктивность коллекторов, а следовательно и участие запасов в выработке. В работе обоснованы три диапазона проницаемости коллекторов, к которым приурочены запасы нефти: менее 50×10-3 мкм2 (трудноизвлекаемые), 50-300×10-3 мкм2 (активные), и более 300×10-3 мкм2 (высокопродуктивные). В таблице 1.8 приведена структура запасов нефти по проницаемости, из которой видно, что четверть запасов нефти содержится в низкопроницаемых коллекторах, а три четверти относятся по этому параметру к активным, в том числе 14% приходится на высокопродуктивные коллекторы. Запасы нефти представлены по зонам различного характера насыщения, из которой следует, что половина всех запасов нефти находится в нефтяных зонах, 38% сосредоточены в нефтеводяных и только 11% запасов сосредоточено в подгазовых зонах. Такое соотношение говорит о возможности активной выработки большей части запасов нефти двухфазных залежей.

Таблица 1.7 - Запасы природного газа

Горизонт

Категория запасов

Начальные геологические запасы газа, млн. м3



свободный

шапок

по месторождению

Ю-I

В

11560


11560

Ю-II

С1


2514

2514

Ю-III

В


7596

7596

Ю-V

В


700

700

Ю-VI

В+С1


1140

1140

Ю-VIII

С1


668

668

Ю-IX

С1


1179

1179

Ю-XI

С1


1506

1506

Ю-X III

С1


529

529

Итого


11560

15832

27392


Таблица 1.8 - Структура геологических запасов по проницаемости

Горизонт

Начальные геологические запасы по зонам проницаемости, тыс. т.


до 50*10-3 мкм2

51-150*10-3 мкм2

более 151*10-3 мкм2

Всего

Ю-II

595

1895

85

2575

Ю-III

3132

20292

6922

30346

Ю-IV

2698

9574

2520

14792

Ю-V

6988

35185

6388

48561

Ю-VI

6926

15374

1724

24024

Ю-VII

1976

2387

86

4449

Ю-VIII

20499

27707

1582

49788

Ю-IX

8034

7399

1337

16770

Ю-X

22595

27114

3590

53299

Ю-XI

5627

9794

2060

17481

Ю-XII

4110

41905

15966

61981

Ю-X III

399

4895

3792

9086

Итого

83579

203521

46052

333152

% отношение

25

61

14

100



Таблица 1.9 - Запасы нефти и растворенного газа числящиеся на балансе ОАО "Мангистаумунайгаз"

Горизонты

Категория запасов

Начальные геологические запасы нефти, тыс. т. (по зонам насыщения)

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т

Начальные Запасы растворенного газа, млн. м3

Трудноизвлекаемые Геологические запасы нефти, тыс. т



нефтяная

водонефтяная

газонефтяная

газо-водонефтяная

всего




Ю-II

С1

1543

451

581


2575

901

80

595

Ю-III

В+С1

9335

8405

12606

10621

860

3132

Ю-IV

С1

5875

8917



14792

4438

351

2698

Ю-V

А+В+С1

38162

7128

3271


48561

19425

1729

6988

Ю-VI

В+С1

5715

11981

4819

1509

24024

8409

807

6926

Ю-VII

С1

605

3844



4449

1557

176

1976

Ю-VIII

А+В+С1

36099

9374

4315


49788

17426

2143

20499

Ю-IX

В+С1

11444

1591

3735


16770

6709

839

8034

Ю-X

А+В+С1

51646

1653



53299

21319

2921

22595

Ю-XI

В+С1

10094

5759

1530

98

17481

6119

936

5627

Ю-XII

А


61981



61981

27891

4239

4110

Ю-X III

В


4196


4890

9086

4089

650

399

Итого


170518

125280

30857

6497

333152

128904

15731

83579



.2 Система разработки месторождения

.2.1 Анализ текущего состояния разработки

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 г. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения, является "Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай", составленный КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 г. В 1989 г. с учетом сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005 гг., которые были утверждены ЦКР МНП.

В 1992 г. по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по изучению и уточнению геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,152 млн. т., что на 9% меньше принятых в проекте [5].

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980 гг. при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в разработку Ю-XIII, Ю-XII, Ю-X и Ю-VIII горизонты. Второй период 1986-1990 гг. связан с внедрением Решений Управления разработки проекта (1984 г.) - вводом в разработку Ю-Vаб, Ю-Vв+VI, Ю-IX горизонтов и дальнейшим разбуриванием Ю-XII и Ю-X горизонтов. Темп бурения достиг 117 скважин в 1988 г. С начала 90-х годов темпы бурения снижаются от 38 до 8 скважин в 1994-1995 гг. и прекращаются в 1998 г.

На месторождении Жетыбай в промышленной разработке находятся 11 объектов. По состоянию на 01.07.2006 г. на месторождении отобрано 62,690 млн. т. нефти, 109,3 млн. т. жидкости и 9136 млн. м³ газа. От утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения отобрано 48,6%, нефтеотдача составила -18,8%. В пласты закачано -186306,3 тыс. м³ воды, в том числе: холодной - 177041,3 тыс. м³; горячей 9265 тыс. м³.

С начала разработки месторождения отборы нефти характеризуются тремя периодами роста и снижения добычи. Первый период - 1967-1984 гг., второй период охватывает 1984-1998 гг., третий - с 1998 г. по 01.07.2006 г. как показано на рисунке 5.

Первый период характеризуется достижением максимального уровня годовой добычи нефти в 3,9 млн. т., который поддерживался на протяжении двух лет (1972-1973 гг.), затем на протяжении трех последующих лет (1974-1976 гг.) стабильной добычей нефти в 3,4-3,6 млн. т. Это обуславливается бурением новых скважин, активной эксплуатацией и последующим истощением базового и наиболее продуктивного горизонта Ю-ХII, по которому в период 1972-1977 гг. обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976 гг. связана с вводом в разработку Ю-ХШ горизонта и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей Ю-V, Ю-VIII, Ю-Х1 горизонтов, что не скомпенсировало дальнейшее снижение добычи по Ю-ХII горизонту. С 1977 г. добыча нефти снижается с 3,1 млн.т. до 1,2 млн. т. в 1984 г.

Динамика добычи жидкости аналогична динамики добычи нефти, но характеризуется большим периодом стабильной добычи на протяжении шести лет с 1973 по 1978 гг., и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Во втором периоде разработки реализовывались проектные решения 1984г. по дальнейшему разбуриванию и обустройству месторождения. В 1989 г. достигнут максимальный уровень добычи нефти за этот период в 1,8 млн. т. С 1988 г. по 1990 г. отборы нефти держались на уровне 1,7-1,8 млн. т. В этот период были введены в разработку Ю-Vаб, Ю-Vb+VI, Ю-IХ горизонты и дальнейшее разбуривание Ю-VIII, Ю-X, Ю-ХII горизонтов, обустройство скважин и другие мероприятия по активной разработке месторождения.

После составления проекта (1985-1989 гг.) наблюдается небольшое увеличение фактических отборов нефти. В дальнейшем в период 1991-1998 гг. по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти 13-21% в год.

Рисунок 5 - График разработки VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай

Аналогичная картина просматривается с отбором жидкости - снижение в 4,5 раза с 1991 г. по 1998 г., при снижении отборов нефти в 3,9 раза.

Первым двум периодам соответствует и динамика бурения скважин: в первый период разработки были введены в разработку горизонты - Ю-VIII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю- XIII при темпе бурения 55-80 скв/год. Во втором периоде темп бурения достигает 117 скв/год в 1988 г., и с начала 90-х годов темпы бурения снижаются с 38 до 8 скв/год (1994-1995гг.), и прекращаются в 1998 г.

Третий период разработки месторождения характеризуется стабильным уровнем отбора нефти 0,38-0,45 млн. т. (1998-2000 гг.) и дальнейшим постепенным ростом добычи нефти до 1,147 млн. т. в 2005 г. За первое полугодие 2006 г. отобрано 595,5 тыс. т. нефти. Увеличение добычи нефти связано с интенсивным проведением на месторождении геолого-технических мероприятий по увеличению производительности скважин, по работе с бездействующим фондом.

Стабильный отбор жидкости совпадает с отбором нефти (1998-2000 гг.) и дальнейшее увеличение при практической неизменной обводненности 45-54%.

.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

Характеристика фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 1.2.2.1. Как видно из таблицы, наибольшее количество скважин приходится на шесть объектов - Ю-Vаб, Ю-Vв-VI, Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X и Ю-XII, где пробурено около 93% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основном между этими объектами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по выше перечисленным объектам составляет 96% фонда месторождения.

С 1997 г. механизированным способом в целом по месторождению было добыто 4,1 млн. т. нефти, или 99,8% от общей добычи. Основную долю отборов из них обеспечил глубиннонасосный способ добычи (4,1 млн. т.). За счет фонтанирования скважин добыто всего 7,8 тыс. т. Наибольшей добычей нефти механизированным способом характеризуется Ю-VIII горизонт, по которому было отобрано в период с 1997 г. около 1 млн. т. нефти, что составляет 99,6% от общей добычи по горизонту.

Суммарный отбор нефти при помощи винтовых насосов составил всего 9,2 тыс. т.

Количество скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут составляет 65% от действующего фонда, при среднем дебите по нефти и жидкости 4,6 т/сут и 11,0 т/сут соответственно. Количество скважин дающих безводную продукцию-1, с обводненностью более 90% - 19 скважин. Средняя приемистость характеризуется как наиболее высокая по сравнению с другими объектами и составляет 186,4 м3/сут, 50% действующего фонда имеет приемистость более 200 м3/сут.

На месторождении по состоянию на 01.01.2006 г. общий фонд пробуренных скважин составляет всего 1500, в том числе добывающих - 1285 и нагнетательных - 215. За время разработки месторождения было ликвидировано 254 скважин, в том числе из добывающего фонда 158 и нагнетательного - 96 как показано на рисунке 6.

Коэффициент эксплуатации в целом за 2004 г. по месторождению составил 0,879, из них по добывающим скважинам 0,870 и 0,925. Эффективность использования эксплуатационного фонда в целом по месторождению составил 51%, из них 56,6% по добывающим и 33,8% по нагнетательным скважинам.

На месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. как показано в таблице 1.2.2.2 пробурено всего 1500 скважины, в том числе в качестве добывающих-1286 и нагнетательных-214. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 208 скважин. Характеристика фонда скважин по рассматриваемому VIII горизонту и в целом по месторождению представлено в таблице 1.2.2.3.

Как видно из приведенных данных, реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин довольно низкие. Так, более 80% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сут. По состоянию на 01.01.06 г. среднее значение текущих дебитов скважин составило 3,9 т/сут по нефти и 13,5 т/сут по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут, которые принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 368 ед., или 83% всего фонда. Анализ динамики фонда показывает, что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение скважин с дебитами нефти до 5 т/сут. Это явление, наблюдаемое в течение многих лет, стало типичным для месторождения.

Таблица 1.2.2.2 - Диапазон изменения дебитов по нефти и жидкости


диапазон изменения дебитов по нефти и жидкости, т/сут


<1

1-5

5-10:

10-20

20-50

>50


н

ж

н

ж

н

ж

н

ж

н

ж

н

Ж

VIII

25

17

35

39

10

13

4

6

0

3

0

0

м-е

151

58

217

204

49

93

22

49

4

35

0

4


Таблица 1.2.2.3 - Характеристика фонда скважин по VIII горизонту


диапазон изменения приемистости, м /сут


<10

10-20

20-30

30-50

50-100

>100

VIII

-

-

5 _

22

14

16

мест-е

-

2

19

88

52

72


Рисунок 6 - Карта текущих отборов VIII продуктивного горизонта месторождения Жетыбай на 01.01.2006 г.

Масштаб 1: 25000

Таблица 1.2.2.1 - Месторождение Жетыбай. Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2006 г.

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН

Г О Р И З О Н Т Ы


I

II

III

IV

Vа+б

Vв+VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XIII

По местор

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1. ФОНД ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пробурено

0

3

13

 

150

95

3

248

102

285

12

319

65

1285

Возвращено из других горизонтов

0

4

26

12

93

71

9

92

45

98

70

23

30

583

Всего

0

7

39

12

243

166

12

340

147

383

82

342

95

1868

В том числе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Действующие

0

0

13

4

96

87

6

129

56

101

28

39

7

529

из них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Фонтан

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

ШГН

0

13

4

96

87

6

129

56

101

28

39

7

529

Газлифт

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

винтовые насосы

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

 Бездействующие

0

0

15

3

89

43

0

90

34

76

13

34

4

385

 не дающие продукцию

0

0

0

0

4 (Vа)

1 (Vв, VIб)

0

0

0

0

0

0

0

0

 в освоении после бурения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

 Ликвидированные

14

4

10

2

12

3

1

15

5

58

4

29

3

158

 в консервации

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

 переведены под закачку

 

 

 

 

28

10

 

69

12

68

3

67

 

 

2. ФОНД НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пробурено

 

 

1

 

28

22

 

50

23

55

3

36

 

215

Возвращено из других горизонтов

 

 

 

 

40

14

 

73

10

84

4

70

 

405

Всего

 

 

 

 

68

36

 

123

33

139

7

106

 

620

В том числе:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Действующие

0

0

0

0

18

21

0

32

15

17

2

5

0

107

 Бездействующие

0

0

2

0

43

15

0

66

13

51

4

22

0

215

 в освоении после бурения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

 Ликвидированные

0

0

0

0

5

0

0

15

1

47

0

28

0

96

 в консервации

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0



К технологическим показателям разработки относятся: добыча нефти из месторождения в процессе его разработки; темп разработки месторождения, изменяющийся во времени, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения; добыча жидкости из месторождения; нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте; добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки; расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом; распределение давления в пласте; давление на устье добывающих скважин; распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность; пластовая температура.

В целом за 2006 г. коэффициент эксплуатации по месторождению составил 0,843, из них по добывающим и нагнетательным скважинам 0,819 и 0,938 соответственно. Среднегодовой коэффициент эксплуатации в целом по месторождению, а в частности по нефтяному фонду немного снизился по сравнению с предыдущими годами.

Сравнение основных технологических показателей разработки с проектными представлено в таблице 1.2.2.4.

Анализ разработки показывает, что в результате интенсивного воздействия на залежь в 1983-1989 гг. произошло существенное увеличение пластового давления по горизонту с 20,2 МПа до 21,1 МПа. Увеличились темпы отбора нефти и жидкости, особенно заметно в 1984-1986 гг. Увеличение годовой добычи нефти с 207 тыс. т. до 409 тыс. т. было достигнуто без бурения новых скважин, только за счет совершенствования системы ППД и регулирования процесса разработки. Таким образом, интенсификация и упорядочение ППД в этот период привели к значительному оздоровлению состояния фонда скважин и улучшению показателей разработки горизонта в целом.

Таблица 1.2.2.4 - Объект Ю-VIII. Сравнение проектных и фактических показателей разработки

№№ п/п

Показатели

Годы



2002

2003

2004

2005

2006

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Добыча нефти, тыс. т/год

проект

318,5

312,8

333,9

386,1

447,4



факт

97,3

101,9

147,7

210,3

261,5

2

Суммарная добыча нефти, тыс. т

проект

8117,5

8430,3

8764,2

9150,3

9597,6



факт

6277,0

6378,8

6526,6

6736,9

6998,3

3

Добыча жидкости в пласт. усл., тыс. м3/год

проект

1406,8

1443,8

1542,5

1703,6

1857,5



факт

188,6

202,2

289,6

416,5

598,7

4

Накопленная добыча жидкости в пласт. усл., тыс. м3

проект

20856,2

22300,1

25546,2

27403,7



факт

12653,8

12856,0

13145,6

13562,1

14160,8

5

Среднегодовая обводненность продукции, % по весу

проект

74,4

75,7

75,7

74,4

72,6



факт

30,1

32,5

31,2

32,3

44,9

6

Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти, т/сут (на конец года)

проект

5,9

5,8

6,0

6,4

6,9



факт

4,3

4,7

5,8

6,0

6,6

7

Среднесуточный дебит 1 скважины по жидкости, т/сут (на конец года)

проект

23,1

23,7

24,5

25,1

25,1



факт

6,2

7,0

8,4

8,8

12,0

8

Темп отбора от начальных балансовых запасов, %

проект

0,6

0,6

0,7

0,8

0,9



факт

0,2

0,2

0,3

0,4

0,5

9

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

проект

1,8

1,8

1,9

2,2

2,6



факт

0,6

0,6

0,9

1,2

1,5

10

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %

проект

3,3

3,4

3,7

4,5

5,4



факт

0,9

0,9

1,3

1,9

2,5

11

Текущая нефтеотдача от запасов, %

проект

16,3

16,9

17,6

18,4

19,3



факт

12,6

12,8

13,1

13,5

14,1

12

Добыча газа, млн.нм3/год

проект

29,3

28,8

30,7

35,5

41,2



факт

7,9

8,4

12,0

17,0

21,4

13

Суммарная добыча газа, млн.нм3

проект

899,0

927,0

958,0

994,0

1035,0



факт

718,0

727,0

739,0

756,0

777,0

14

Средний газовый фактор, нм3/т

проект

92,0

92,0

92,0

92,0

92,0



факт

81,7

82,5

81,4

80,9

81,7

15

Закачка воды, тыс. м3/год

проект

1840,8

1889,5

2018,6

2229,2

2430,1



факт

717,8

675,2

818,0

1082,7

1121,7

16

 в т. ч. холодной воды

проект

 

 

 

 

 



факт

556,7

473,3

484,8

791,2

757,1

17

 горячей воды

проект

 

 

 

 

 



факт

161,1

201,9

333,3

291,5

364,5

18

Накопленная закачка воды, тыс.м3

проект

26949,2

28838,7

30857,3

33086,5

35516,6



факт

29951,9

30627,1

31445,1

32527,8

33649,5

19

 в т. ч. холодной воды

проект

 

 

 

 

 



факт

29790,8

30264,1

30748,8

31540,0

32297,1

20

 горячей воды

проект

 

 

 

 

 



факт

161,1

363,0

696,3

987,8

1352,3

21

Компенсация отбора текущая, %

проект

130,0

130,0

130,0

130,0

130,0



факт

380,6

333,9

282,5

260,0

187,3

22

Компенсация отбора с начала разработки, %

проект

128,7

128,8

128,9

128,9

129,0



факт

236,7

238,2

239,2

239,8

237,6

23

Средняя приемистость 1 нагн. скважины (на конец года), м3/сут

проект

109,5

111,3

114,7

116,5

114,8



факт

193,5

96,9

95,4

100,6

116,7

1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В процессе разработки нефтегазовых залежей необходимо осуществить комплексное динамическое, геофизическое и лабораторные исследования для изучения характеристик изменения нефтенасыщенности пластов, и на основании полученных данных принимать меры для наиболее полного извлечения нефти.

При анализе разработки на основании комплексного использования материалов были получены данные о характере вытеснения нефти, процесса выработки запасов.

Перечень работ, проведенных по исследованию скважин на месторождении Жетыбай:

1. определение дебита жидкости действующего фонда скважин;

. определение газового фактора;

. определение ВНК;

. определение пластового и забойного давлений;

. отбор проб для определения обводненности продукции эксплуатационными скважинами;

. исследование КВД;

. исследование методом установившихся отборов;

. отбор глубинных проб жидкости;

. отбор устьевых проб жидкости;

. химический анализ пластовой жидкости;

. замеры статического и динамического уровней водозаборных скважин;

. динамографирование водозаборных скважин;

. замер забоев скважин эхолотом;

. определение профиля притока;

. определение профиля поглощения;

. геофизические методы исследования скважин.

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Задача контроля - обеспечение высокого качества первичной информации, исследования характеристик процессов выработки запасов, определение показателей эффективности систем разработки и методы их регулирования.

На месторождении Жетыбай с целью контроля над изменением пластового давления по разрезу проводятся систематические исследования модульным динамическим пластоиспытателем (MTD), выполняемые компанией "Шлюмберже".

Такие исследования были проведены в 417 скважине, в том числе в 19 скважинах южного свода и 2 скважинах северного свода.

Замеры прибором MTD в скважинах с высокой частотой точек стоянки прибора позволяют контролировать характер выработки запасов по разрезу объекта. Результаты исследования MTD на новых скважинах имеют большое значение для точной корректировки вертикальной и горизонтальной проницаемости по продуктивным пластам.

.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Эффективность реализуемой системы разработки складывается из таких условий, как порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку: сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу, способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

На месторождении Жетыбай насчитывается свыше 1500 скважины, режим работы водонапорный, с начала разработки наблюдался упруговодонапорный, водонапорный и газовый режимы работы залежи.

На месторождении верхней толщи - водонапорный и газовый, обводненность 84%, но с увеличением сроков разработки и добычи эта цифра изменяется в большую сторону.

На данный период месторождение разрабатывается по девятиточечной и пятиточечной системе.

.2.5 Борьба с образованием песчаных пробок

Методы крепления призабойной зоны скважин

В процессе эксплуатации пластов, сложенных рыхлыми, слабосцементированными породами, в скважину выносится песок вместе с жидкостью из пласта. При этом нарушается устойчивость пород призабойной зоны, что приводит к серьезным осложнениям: к осаждению песка, образованию песчаных пробок, прихвату труб и т.д. Для уменьшения пескопроявления и предотвращения нарушения призабойной зоны для крепления скважин применяют: цементный раствор; раствор цементно-песчаной смеси; химические реагенты (фенолформальдегидную смолу) [1].

Крепление призабойной зоны цементным раствором

Сущность метода заключается в закачке водоцементного раствора в призабойную зону скважины. В зависимости от поглотительной способности скважины и мощности пласта производят 1-3 заливки. Цементный раствор заполняет пустоты и трещины в породе, твердеет и тем самым закрепляет породу. Однако при этом несколько снижается проницаемость призабойной зоны.

Перед обработкой скважин цементным раствором определяют:

) количество сухого цемента, необходимого для обработки скважины;

) количество воды для затворения цемента и продавки цементного раствора в пласт;

) давление продавки раствора;

) время, необходимое для закачки раствора в пласт.

Количество сухого цемента определяют исходя из объема закрепляемой зоны, диаметром которой задаются, учитывая особенности обрабатываемой скважины: длительность предшествующей эксплуатации, количество вынесенного песка, поглотительную способность и т.п. В среднем диаметр закрепляемой зоны принимают равным 0,5-1 м.

Количество воды, необходимое для затворения цемента, определяют исходя из водоцементного отношения, равного 0,5.

Продолжительность закачки раствора в скважину и продавки его в пласт определяют, исходя из производительности цементировочного агрегата.

Давление продавки устанавливают ориентировочно по поглотительной способности скважины и обычно принимают равным четырех-пятикратному давлению поглощения воды при одной и той же скорости ее нагнетания в скважину (0,5 м3/мин).

Работы по креплению призабойной зоны скважины цементным раствором производят в следующей последовательности. В скважину спускают заливочные трубы, конец которых устанавливают на 3-5 м выше верхних отверстий фильтра. Затем устанавливают цементировочную арматуру, производят ее обвязку с колонной и заливочным агрегатом и проверяют герметичность всех соединений. Перед закачкой цементного раствора нагнетают воду в заливочные трубы, закрывают кран на затрубном пространстве и определяют поглотительную способность скважины. Затем при открытом кране затрубного пространства цементировочной арматуры закачивают цементный раствор через спущенные заливочные трубы до их конца. После этого закрывают кран затрубного пространства и продавливают цементный раствор в пласт. Пo окончании продавки открывают кран затрубного пространства и промывают скважину от излишков цементного раствора. Затем заливочные трубы приподнимают на высоту, исключающую возможность их прихвата и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента. По истечении этого срока скважину вводят в эксплуатацию.

Крепление призабойной зоны цементно-песчаной смесью

Метод основан на создании в призабойной зоне проницаемой и устойчивой к размыву массы из цемента, песка и воды.

Для приготовления цементно-песочного раствора применяют чистый песок с зернами размером 0,2-0,4 мм и тампонажный цемент. Весовое соотношение сухого цемента и песка составляет 1:3.

Перед обработкой определяют: 1) объем цементно-песчаной смеси, необходимый для крепления призабойной зоны скважин; 2) количество сухого цемента; 3) количество песка; 4) количество воды для приготовления раствора.

Для облегчения подсчетов составлена номограмма, с помощью которой определяют количество цемента, песка и воды, необходимое для приготовления цементно-песчаной смеси. Номограмма составлена для случая, когда условная пористость укрепляемой зоны т = 1, т.е. порода в этой зоне отсутствует. Объем цементно-песчаной смеси должен соответствовать объему укрепляемой зоны, диаметром которой задаются.

Для приготовления раствора цементно-песчаной смеси применяют один из следующих двух способов:

1) цементно-песчаную смесь затворяют в отдельной емкости путем постепенной засыпки песка в заранее приготовленный цементный раствор, интенсивно перемешивая;

2) цементно-песчаную смесь готовят в сухом виде, затем затворяют водой в гидравлической мешалке.

Первый способ предпочтительнее, так как при этом получается более равномерная смесь (цемент-песок-вода).

Последовательность работ при креплении скважин цементно-песчаным раствором такая же, как и при креплении цементным раствором. Различие заключается только в приготовлении цементно-песчаного раствора.

Крепление химическими реагентами

Сущность этого метода крепления заключается в том, что в прифильтровую зону скважины (за колонну) вводят водорастворимую фенолформальдегидную смолу, которая проникает в поры и пустоты породы и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу, при наличии в поровом пространстве как воды, так и нефти.

Раствор смолы представляет собой легко подвижную жидкость вишнево-коричневого цвета, плотностью 1130-1150 кг/м3. Твердение смолы в пласте происходит при температуре 60˚С и выше, а в присутствии кислот - при более низких температурах.

Выбор скважин для обработки химическим методом

Обрабатывать следует в первую очередь: пробкообразующие, не очень дренированные скважины с дебитом нефти не менее 2 т/сут; все пробкообразующие скважины, переводимые с компрессорного на глубиннонасосный способ эксплуатации; скважины, вышедшие из бурения, а также после возврата на вышележащий горизонт, освоение которых затруднено вследствие частого пробкообразования.

Нельзя обрабатывать скважины: с дефектом эксплуатационной колонны и при наличии на забое посторонних предметов, с притоком посторонних вод (обработка может быть проведена только после изоляции вод); со столбом жидкости менее 150 м; в призабойной зоне которых имеют место обвалы с разрушением кровли пласта.

Подготовка скважины к обработке

Перед обработкой в скважине проводят следующие подготовительные работы.

Производят очистку скважины от песчаной пробки. Обследуют состояние эксплуатационной колонны. Замеряют забой и уровень с помощью аппарата Яковлева. Замеряют температуру забоя. Определяют поглотительную способность скважины.

Скважины с температурой на забое 60˚С и выше обрабатывают в следующей последовательности:

1. Спускают заливочные трубы до верхних отверстий фильтра. В нижней части заливочных труб устанавливают пакер для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и спущенными трубами.

. После соединения агрегата с цементировочной арматурой нефтью вытесняют воду из колонны заливочных труб.

. Вслед за нефтью в колонну заливочных труб закачивают необходимый объем смолы.

. Нефтью (или нефтью и водой) вытесняют смолу из колонны заливочных труб и задавливают в пласт, закачивая расчетный объем жидкости.

. Освобождают пакер и поднимают из скважины 100 м заливочных труб. Если продавка смолы производилась нефтью, то после подъема 100 м труб необходимо последние промыть водой, чтобы смыть со стенок труб пленку смолы.

. Скважину оставляют в покое на время, необходимое для затвердения смолы, затем замеряют забой и уровень жидкости в скважине.

. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана, его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.

Скважины с температурой забоя ниже 60˚С обрабатывают в следующем порядке:

1. Через колонну заливочных труб в скважину закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты для кислотной обработки зоны, крепления и удаления из нее углекислых солей. Закачку ведут отдельными порциями в 6-12 приемов через каждые 30-60 мин.

. Кислоту из колонны заливочных труб продавливают легкой нефтью.

. Через 10-16 ч после закачки кислоты в скважину закачивают смолу. Перед закачкой в смолу добавляют от 3% до 5% (по объему) 15% -ной соляной кислоты для расслоения смолы на два слоя - воду и собственно смоляной слой. Кислоту дозируют в таком количестве, чтобы расслоение смолы полностью произошло в пласте к концу ее закачки. Смоляной слой представляет собой легко подвижную жидкость и сохраняет эту подвижность не менее 10-12 ч. Добавлять кислоту к смоле следует в емкости агрегата малыми порциями при непрерывном перемешивании.

4. Смолу продавливают в пласт, закачивая легкую нефть в объеме колонны заливочных труб.

. Кислоту продавливают из колонны заливочных труб в пласт нефтью или водой. Для закачки кислоты в скважину применяют кислотный агрегат; для закачки нефти, воды и смолы - заливочный.

. Освобождают пакер и поднимают 100 м заливочных труб.

. Скважину оставляют в покое на 2 суток для затвердения смолы, после чего замеряют забой и определяют уровень жидкости.

. При наличии в скважине в интервале фильтра смоляного стакана его разбуривают, после чего определяют поглотительную способность скважины.

.3 Техника и технология добычи нефти и газа

.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

В настоящее время на месторождении отбор жидкости из добывающих скважин в основном осуществляется фонтанным способом [11].

При фонтанной эксплуатации продукция от забоя до устья отбирается по ступенчатому лифту, составленному, из труб диаметром 73 мм и 88,9 мм марки стали С-75 и 5М-90, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта.

В качестве наземного оборудования добывающих скважин используются установки для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для предупреждения открытых фонтанов типа КОУК-89/73-35Д К2-136Э.

КОУК - комплекс оборудования управляемого клапана-отсекателя, предназначенный для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для герметичного перекрытия ствола фонтанных скважин в аварийных ситуациях как автоматически, так и дистанционным управлением.

Глубиннонасосный способ эксплуатации на месторождении Жетыбай применяется с самого начала разработки. Эксплуатация скважин на месторождении Жетыбай глубиннонасосным способом осложняется влиянием вредного газа. Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно зависит от свойств нефти и содержания воды в смеси.

Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%, однако на самом деле эта величина колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции.

Для борьбы с влиянием вредного газа рекомендуются следующие методы:

спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;

применение сепараторов различных конструкций;

монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

принудительный сброс газа в затрубное пространство.

Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Этот метод широко распространен, так как прост технологически и организационно, но является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины, соизмеримые с глубиной скважины. Последнее связано с затратами на насосно-компрессорные трубы, кабель, электроэнергию и спуско-подъемные операции, а иногда и невыполнимо по техническим причинам.

1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Среди скважин эксплуатируемых штанговыми глубинными насосными установками, несомненно, существуют скважины, имеющие низкие технико-экономические показатели, как из-за объективных причин, таких как осложненные условия эксплуатации, так и из-за субъективных, например, недостаточно рациональный режим эксплуатации [12].

При работе штанговых насосных установок часто встречаются условия, осложняющие работу установок. К ним относятся: большое газосодержание на приеме насоса; содержание песка в жидкости; отложение парафина в НКТ а также минеральных солей в узлах насоса; сильное искривление скважин.

Чаще всего осложнения происходят вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра.

При выделении в пласте ниже давления насыщения из (нижней) жидкой фазы выделяется свободный газ и к забою скважины поступает двухфазный поток. При этом соотношение жидкой и газовой фаз зависит от давления насыщения и поддерживаемого динамического уровня в процессе эксплуатации скважин. При однофазном поступлении нефти к забою скважин возможно также выделение свободного газа из жидкой фазы при условии поддерживания забойного давления ниже давления насыщения. Газ, поступающий вместе с нефтью на прием насоса, занимает часть полезного объема цилиндра насоса и значительно снижает производительность насоса. Возможны случаи, когда под влиянием газа работа клапанов полностью парализует и насос практический прекращает подачу жидкости.

Технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу глубиннонасосной установки включают:

использование штанговых насосов с уменьшенным вредным пространством (НСН2 и НСВ1);

увеличение длины хода плунжера;

увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в добываемой скважине;

отсасывание газа из затрубного пространства скважины.

Из общей теории работы штангового насоса следует, что коэффициент наполнения зависит от газового фактора в условиях приема насоса и доли вредного пространства по отношению к объему, описанному плунжером. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. Из этого следует, что применение насосов НГН-1 со штоком неэффективно в скважинах с большим газосодержанием на приеме.

При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа вообще прекращается, так как свободного газа на этой глубине нет.

На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа m на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси. С помощью особых устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса.

Величины, как обводненность, газовый фактор, растворимость газа, температура на приеме насоса, являются природными факторами и не поддаются изменению. Другие факторы, такие как, давление на приеме насоса, коэффициент сепарации и коэффициент вредного пространства можно изменять.

Осложнения, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами:

периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство без остановки работы станка-качалки.

закачкой в межтрубное пространство различных растворителей (керосин, солярка, нестабильный бензин).

прикреплением к колонне штанг пластичных скребков, на расстоянии друг от друга, равном ходом полированного штока.

Наиболее эффектным средством борьбы с парафином является извлечение из скважины штанг и труб и их пропарка, и очистка на поверхности с помощью паровой передвижной установкой.

Осложнения, вызванные отложением солей, устраняются также различными методами, как, например:

периодической закачкой в пласт растворов различных кислот;

применением скважинных дозаторов, с помощью которых в поток ниже приема насоса в малых количествах вводятся растворителей солевых отложении или специальные реагенты;

периодической промывкой скважины и насосного оборудования через межтрубное пространство растворителями. Борьба с этим явлением требует тщательного изучения химического состава солей и подбора соответствующих растворителей.

На месторождении Жетыбай используются серии отечественных ингибиторов коррозии типа "Д" и "ИКТ". Дигазфен Д-6 используют для защиты скважинного оборудования, сборных коллекторов, водоводов в системе ППД. Д-5, Д-4-3 и ИКТ используют для защиты оборудования ШСНУ, где происходят агрессивные газожидкостные потоки.

На основании анализа промысловых данных, на месторождении Жетыбай выявлены следующие технологические участки основных систем работающих в осложненных отложениями неорганических солей условиях:

система добычи нефти (призабойная зона, НКТ, насосы, газлифтные клапана, хвостовики).

отложения неорганических солей имеют сложный химический состав, идентифицированными компонентами отложений являются сульфат бария (BaSO4), сульфат кальция (CaSO4), карбонат кальция и магния (CaCo3 и MgCO4) с небольшими примесями соединений железа, хлористого натрия и песка.

Отложения неорганических солей приводят к снижению продуктивности скважин и уменьшению межремонтного периода работы оборудования.

Наиболее эффективным методом предотвращения отложения неорганических солей является метод их ингибирования химическими веществами, небольшие добавки которых (0,001-0,005% веса) к добываемой жидкости существенно замедляет скорость кристаллизации солей в оборудовании. В качестве ингибиторов отложения солей наибольшее применение нашли фосфорорганические соединения.

Процесс ингибирования осуществляется в основном двумя способами:

постоянная дозировка в поток жидкости в расчетном количестве;

периодическая задавка ингибитора в призабойную зону пласта.

Нефти месторождения Жетыбай отличаются значительным содержанием парафина до 24% и высокой температурой застывания до 30˚С. При этом вязкость дегазированной нефти при температуре 50˚С достигает 30,3 МПа×с.

Многолетний опыт эксплуатации месторождения показал, что в процессе работы нефтяных скважин возникают серьезные осложнения при парафинизации подземного и надземного оборудования. Это приводит к необходимости проведения различных профилактических мероприятии по депарафинизации насосно-компрессорных труб с дополнительным привлечением специальной техники, материальных и трудовых ресурсов.

С целью снижения вышеописанных затрат, а так же для принятия более кардинального решения на месторождении Жетыбай применяют следующие мероприятия:

Применение эмалированных НКТ с внутренним грунтовым покрытием, практически инертным к парафину. Как показал опыт эксплуатации, а так же проведенные исследования, выпадение парафина отличается в среднем в интервалах глубин от устья до 1200 м.

Наиболее технологическим методом предупреждения парафиноотложения является применение химических реагентов. Подача ингибиторов парафиноотложений в среднем в 1,5 раза снижает интенсивность парафиноотложений.

Из существующих ингибиторов парафиноотложений на месторождении применяют реагент ХТ-48. Наряду с этим проводятся опытно-промышленные испытания отечественного ингибитора типа СНПХ-7200. Оборудованием для подачи ингибитора в скважины глубиннонасосного фонда рекомендуется устьевые дозировочные насосы.

Расход реагента в скважину определяется следующими нормами: 100 г на тонну добываемой нефти, но не менее 2,5 литров в сутки.

Песок при работе глубинного насоса, попадая в его цилиндр, становится причиной заедания плунжера и быстрого срабатывания клапанов и самого плунжера. Особенно разрушительно действует на трущиеся части мелкий песок, поступающий в насос вместе с нефтью; песчинки, попавшие в зазор между плунжером и цилиндром, приводит к быстрой порче насоса. Одной из наиболее частых причин малой производительности насоса является порча клапанов песком, находящемся в нефти во взвешенном состоянии. Струя нефти, несущая песок, при проходе через клапан вынуждена резко менять свое направление и проталкиваться через узкое кольцевое сечение, омывая шарик клапана. Шарик и седло при этом стираются песком, форма клапанов изменяется и нормальная их работа нарушается.

При большом количестве песка в жидкости последний скапливается во всех неровностях насоса, особенно в местах уширении проходных клапанов, где уменьшается скорость движения жидкости (выход из клапанов, в трубах над плунжером). Песок выпадает из взвешенного состояния особенно интенсивно в скважинах, дающих большое количество воды. Отлагающийся в насосе песок затрудняет действие клапанов, а иногда и совершенно забивает их, вызывая остановку скважины и необходимость ремонтных работ в ней.

Существующие методы борьбы с песком можно подразделить на следующие направления:

создание препятствий для поступления песка из пласта в скважину путем применения забойных фильтров различных конструкций и укрепление песков призабойной зоны химическими реагентами;

ограничение выноса песка из пласта в скважину посредством регулирования отбора жидкости из скважины;

эксплуатация скважин с выносом всего поступившего песка в скважину на поверхность по эксплуатационной колонне и насосным трубам;

периодическое удаление накапливаемого песка на забое скважины;

уменьшение количества песка у приема насоса путем установки различных защитных приспособлений, фильтров, песочных якорей и сепараторов.

При работе насосных установок в наклонных скважинах наблюдается истирание насосных труб и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для уменьшения подобных осложнений применяются штанговращатели, а колонна штанг оборудуется специальными муфтами-вставками, снабженными роликами, которые могут перекатываться по внутренней поверхности труб, не допуская соприкосновения тела штанги или муфты с трубой.

.3.3 Технология подземного ремонта скважин

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин с течением времени их дебит снижается или прекращается. В скважинах выходит из строя подземное оборудование вследствие износа или поломок, может произойти прорыв посторонних вод, возникает необходимость изменить технологический режим работы скважины и т.д.

Все работы, связанные с восстановлением технологического режима скважин или его изменением, с ликвидацией аварий, прорывов посторонних вод, заменой или ремонтом оборудования, спущенного в скважину, зарезкой вторых стволов, а также ликвидацией скважины, относятся к подземному ремонту скважин [1].

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный.

К капитальному ремонту относят более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, с зарезкой и бурением второго ствола и т.п.

К текущему подземному ремонту относят планово-предупредительный (профилактический) и внеплановый ремонты.

Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:

) смена насоса и его деталей;

) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;

) промывка насоса;

) смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах);

) изменение погружения в жидкость колонны подъемных труб;

) чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;

) очистка подъемных труб от парафина и других отложений;

) проверка пусковых приспособлений;

) спуск и подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН;

) спуск или замена пакера;

) обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, увеличение дебита скважины и т.д.

Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:

а) подготовительные работы;

б) спуско-подъемные операции;

в) заключительные работы.

Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины с целью обеспечения бесперебойной работы бригады по подземному ремонту скважин.

Спуско-подъемные операции являются весьма трудоемкими, в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 40% до 85% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.

Заключительные работы по окончании подземного ремонта скважины состоят в сборке ее устьевого оборудования

Текущий подземный и капитальный ремонты скважин выполняют специальные бригады, оснащенные соответствующим оборудованием и инструментом.

Основные задачи бригад подземного ремонта и всех промысловых работников, занятых обеспечением этих работ, состоят в максимальном увеличении межремонтного периода работы скважин и в повышении добычи нефти и газа при наименьших затратах труда, материалов и других средств.

Службой капитального ремонта также выполняются ремонты, цель которых - восстановление целостности ствола скважины путем исправления смятой колонны обсадных труб или цементного кольца, изоляция вод по стволу скважины или пластовых, изоляция подошвенных вод пласта, переход на эксплуатацию нового горизонта, ликвидация сложных внутрискважинных аварий, ремонт устьевой или фильтровой части скважины.

Особенностью капитального ремонта скважин является необходимость в целом ряде случаев выполнять операции, аналогичные операциям, осуществляемым при сооружении скважин, т. е. транспортировку и монтаж буровой установки, и все остальные операции по проводке, заканчиванию и освоению скважины.

1.3.4 Технология капитального ремонта скважин

Капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособности самой скважины и эксплуатационного объекта разработки, а также с проведением мероприятий по охране недр и окружающей среды. К работам, выполняемым бригадами КРС, можно отнести [2]:

. Изоляция верхних, нижних и смешанных вод. К этому виду относятся работы, связанные с исправлением цементного кольца в скважине и изоляцией отверстий в эксплуатационной колонне (без изменения конструкции скважины).

. Изоляция подошвенных, контурных, промежуточных и тектонических вод. Эти работы предусматривают различные методы воздействия на призабойную зону пласта с целью устранения или уменьшения притока в скважину.

. Возврат скважин на вышележащие и нижележащие горизонты. При этих работах предусматривается полная изоляция отдельных пластов, вскрытых перфорацией, и подготовка к эксплуатации новых объектов.

. Ликвидация аварий. К этому виду относятся работы по извлечению из скважин насосно-компрессорных и бурильных труб, прихваченных песком или цементом; извлечение смятых и сломанных труб, насосных штанг, глубинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных канатов и каротажного кабеля. К ловильным работам относится также очистка скважин от посторонних предметов.

На месторождениях, где преобладает фонтанный способ эксплуатации, а нефть не содержит песка, число аварий обычно невелико. На месторождениях, разрабатываемых с высоким темпом отбора нефти, где применяются газлифтный и глубиннонасосный способы эксплуатации, число аварий возрастает.

Аварии при спуско-подъемных операциях в скважинах возникают в результате заклинивания в колонне подземного оборудования и падения труб, штанг и различных предметов в скважину. В скважинах, где из пласта совместно с нефтью поступает песок, возникают аварии вследствие прихвата песком лифтовых труб и глубиннонасосного оборудования. Прихват песком промывочных труб с пакером происходит иногда при гидравлическом разрыве пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

. Устранение повреждений эксплуатационных колонн. Этот вид работ включает восстановление герметичности резьбовых соединений труб, ликвидацию смятий и сломов эксплуатационных колонн, а также ремонт фильтровой части скважин.

. Изменение конструкции скважин. Изменение конструкции скважин предусматривает спуск дополнительных колонн (сплошных или летучек), а также забуривание и проводку вторых стволов.

. Прочие ремонтно-исправительные работы. К ним относятся работы по борьбе с отложениями парафина и соли в трубах, пробкообразованием и другими осложнениями при эксплуатации скважин, ремонт устья скважин, исправление обрезов колонн, подготовка скважин к ликвидации и другие работы.

.3.5 Критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

По состоянию на 01.01.2007 г. в НГДУ "Жетыбаймунайгаз" из всего эксплуатационного добывающего фонда (1099 скважин) бездействует по разным причинам 384 скважины ожидающие проведение капитального ремонта, в том числе 366 скважин находящихся в бездействующем фонде из прошлых лет.

В нагнетательном фонде в бездействии находятся 213 скважин,43 скважины из прошлых лет. Если разобраться по причинам без действии этих скважин, то по нарушениям в эксплуатационной колонне без действует 46 скважин, по аварии НКТ 167 скважин, перекрыт фильтр на 58 скважинах, сильная обводненность на 84 скважинах, слабый приток на 20 скважинах, высокий газовый фактор на 6 скважинах, оставлен пакер на 3 скважинах, а в нагнетательных скважинах: отсутствует приемистость в 14 скважинах, межколонные проявление в 2 скважинах, закрыт забой посторонними предметами на 22 скважинах, то есть практически, все виды ремонта предусмотренные общепринятым классификатором на КРС, имеются в эксплуатационном фонде и требует проведение КРС для вывода из БД.

По НГДУ "Жетыбаймунайгаз" ежегодно в организационно-технических мероприятиях АО "Мангистаумунайгаз" наряду с выполнением планового задания делается особый акцент на повышение эффективности работ бригад капитального ремонта скважин и подрядной организации ТОО "OSC" запланировано отремонтировать 300/47 скважин силами 27 бригад КРС.

Из 27 бригад КРС функционировавших в ТОО "OSC" по месторождениям Жетыбайского производственного куста 10-12 бригад в течение года занимаются подготовкой скважин к гидравлическому разрыву пласта (ГГРП), 4 бригады занимаются постоянно сложными ремонтами по нагнетательному фонду, а остальные 11-13 бригад занимаются ликвидацией аварий, ремонтно-изоляционными работами в сильно обводнявшихся скважинах и в добывающих скважинах с нарушениями (не герметичностью) в эксплуатационных колоннах.

Недостаточная эффективность ремонтных работ в бригадах КРС связана, наряду организационными неполадками (простоями различного рода), с допущением аварии в ходе проведения КРС, с затратами времени на незавершенных ремонтом скважинах (оставленные на последующие сроки), а так же затратами времени связанными с ликвидацией брака в работе при подготовке скважин к ГРП (отказ в работе пакеров, подвесок 3 НКТ) и при установке цементных мостов, изоляционных работ.

Анализ работ бригад КРС по установкам цементных мостов и изоляционным заливкам (РИР) при проведении ремонтов скважин показывает, что немалое производительное время теряется именно при проведении этого вида ремонта. Только на разбуривание излишних цементных мостов на 13 скважинах потеряно 1358 ч производительного времени.

В ходе проведения выборочного обследования технической оснащенности подъемных агрегатов, используемых для проведения капитального, подземного ремонта и освоения скважин (УПА-60М, А-50, Ар-32\40, АПРС-40 и т.д.) и оснащенности обслуживающих бригад оборудованием и инструментом в цехах КРС, ПРС НГДУ "Жетыбаймунайгаз" с фотографированием объектов, были обнаружены некоторые отклонения от установленной технологии, правил ТБ и ПБ, в частности:

) устье добывающих, нагнетательных скважин не оборудовано специальным шахтным проемом для текущего сбора пластового флюида, промывочной жидкости разливающихся при подъёме, промывке и НГП с колонны подвески НКТ и устьевого оборудования;

) КРС и освоение скважин осуществляется с применением устаревшего амбарного метода работ, где циркуляция промывочной жидкости замыкается благодаря применению земляного желоба (канава для стока жидкости) с устья скважины к земляному амбару;

) замазученный грунт или нефтешлам после КРС вывозятся на полигон, специально отведенное место для временного содержания углеводородных отходов. Вокруг территории многих скважин образовались амбары с нефтешламом, для ликвидации которых требуются технические, людские ресурсы.

) технологические процессы (обуривание, фрезерование, бурение цементного моста и т. д.) при КРС преимущественно осуществляется с применением роторного способа с использованием механических роторов, что создает определенную трудность обслуживающему персоналу при наращивании труб (НКТ), из-за высокого уровня соеденительных резьбовых концов их (крестовина ФА, при НГП - превентор ППМ-125×210.

) во многих скважинах состояния рабочих площадок под установку подъёмного агрегата при КРС, станков - качалок при эксплуатации скважин, не соответствует требуемому качеству, с точки зрения прочности, устойчивости и практичности их применения, так как, часто во время ремонта скважины приходится заменять фундаментные плиты из-за их разрушения.

) прием, укладка НКТ привезенных из трубной базы и поднятых со скважины осуществляется с некоторыми сложностями из-за ограниченности полезной площади самого приемного моста.

) Из-за ограниченной пропускной возможности по ремонту труб (НКТ) на трубной базе, не всегда осуществляется (производиться) смена отработавшей подвески НКТ комплектом, смена НКТ производится по частям (по 50-60 штук на скважину);

) Хотя, по утвержденной схеме ОУС, предусмотрена установка доливной и запасной (на 25 м3) емкости, противовыбросовое оборудование-превентор ППМ-125×210, фактически, при КРС их не используют из-за сложности монтажа, затратоемкости и хронической нехватки их (обеспечения ими всех бригад КРС было накладно);

) Согласно правилам ТБ, подъемные агрегаты, предназначенные для проведения КРС, ПРС и освоения скважин должны оснащаться контрольно-измерительными приборами, например комплектом приборов ГИВ-6 и приспособлением против разбрызгивания пластового флюида (юбка) при подъеме со скважин бурильных труб (НКТ). Однако, фактически, в комплекте прибора ГИВ-6 самозаписывающих приборов не установлены, а "юбка" вообще отсутствуют.

Эти технологические отклонения вызывает сложности в установлении истинных причин допущенных аварий, качественном расследовании их и в обеспечении соблюдение экологических требований, условий культуры производства.

Главными причинами непроизводительной работы бригад КРС и ПРС является:

. Отсутствие четкой регламентации проведения технологических операции при проведении конкретного вида капитального ремонта скважин, то есть практически у исполнителя работ нет, порядок (последовательность) проведения ремонтных работ, он (исполнитель) руководствуя при выполнении задания только планом работ (разработанным общего характера) и заказ-нарядом на проведении работ, то есть здесь напрашивается реальная необходимость разработки "Технологического регламента" на проведение КРС и ПРС, так как на сегодняшний день в АО "Мангистаумунайгаз" такого руководящего документ отсутствует. Эти негативные моменты в целом отрицательно повлияют в повышении квалифицированного уровня исполнителей работ;

. Слабая техническая оснащенность бригад КРС и ПРС (первонеобходимым оборудованием, инструментом утвержденного перечня);

. Отсутствие четко расписанной технологии глушения скважин, с соблюдением всех требований, предъявляемые к жидкостям глушения, а также недостаточно квалифицированного исполнения самого технологического процесса по глушению скважин непосредственными исполнителями, что снижает эффективность работ, об этом было отмечено выше. В этом плане, необходимо решать проблему разработки специального регламента по глушению скважин с применением более прогрессивных технологий с сохранением естественных коллекторских свойств пород продуктивного пласта;

. Значительное количество производительного времени при КРС теряется на ликвидацию аварий, допущенных в ходе проведения ремонтных работ, является высокий уровень износа бурильных и высаженных насосно-компрессорных труб, используемых преимущественно в качестве технологической подвески, из-за недостаточной работы по подготовке технологических труб к работе, с проведением соответствующих мероприятий по обеспечению их качества. При обследовании "головы" аварийной НКТ, постороннего предмета или места нарушений (обрыв, смещение, порыв и т.д.) в эксплуатационной колонне, недостаточно используется комплекс методов определения характера их нарушения с применением различных видов печатей (конусные, объемные);

. В настоящее время, в системе АО "Мангистаумунайгаз", для обследования состояния искусственного забоя и ствола в эксплуатационной колонне используют в единственном варианте, плоскодонную свинцовую печать, что не всегда эффективно в выборе необходимого варианта метода ликвидаций аварии;

. Как было отмечено выше, одной из причин в столь высокого уровня износа бурильных труб и НКТ является массовое применение роторного способа бурения при проведении различных технологических процессов в ремонтных работах. Применение механических роторов в КРС с вращением бурильной колонны способствует быстрому разрушению устьевого оборудования, износу обсадных труб составляющих эксплуатационную колонну и износа вращающихся частей самого механического ротора, при постоянной нехватке их (простои в КРС в ожидании механических роторов составляют ежегодно более 1000 ч). НГДУ сталкиваются с проблемами износостойкости резьбы ниппельной части НКТ. При этом возникает необходимость многократного подъема, развинчивания и свинчивания резьбового соединения НКТ-муфта. По данным нефтепромысловой статистики 50-55% отказов НКТ (80% общего числа скважинного оборудования) связаны с резьбовыми соединениями. В настоящее время производители НКТ обеспечивают, в лучшем случае до шести свинчивании-навинчиваний резьбовых соединений, после чего, вследствие износа ниппельной части, изделие выбраковывается.

. Из-за отсутствия контроля за состоянием работ механических роторов (нет манометров, тахометров), недостаточно используется моторесурсы их, не обеспечивается оптимальный режим технологического процесса (низкая механическая скорость бурения, малая эффективность ловильных работ и т. д.) Указанные выше факторы, также способствуют в увеличении срока продолжительности ремонтных работ, порой до оставления скважин на не завершённый фонд, не обеспечив (не достигнув) цели работ, потеряв огромное время затрат.

1.3.6 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП)

Общие положения:

. ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

. Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах, при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями согласно разделу "Исследование скважин" настоящего регламента.

. Технологию и методичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывает геологические и технологические службы НГДУ "Жетыбаймунайгаз", в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) и настоящим регламентом по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

. Однократное и многократное воздействия на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие.

в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и при коэффициенте охвата менее 0,5 осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательна и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведение работ по ОПЗП (например, оборудованных глубинным насосом) производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

. После проведения ОПЗП исследуют скважины методом установившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта то различных загрязнении, в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические процессы:

кислотные ванны;

промывка пеной или раствором ПАВ;

гидроимпульсные воздействия (метод переменных давлений);

циклические воздействия путём создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

много цикловая очистка с применением пенных систем;

воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

воздействия на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Кислотная обработка

1) Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10%) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислоты.

2) Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединение железа и т.п.) обрабатывают 10-16%-ной соляной кислотой.

) Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10% масс.) или сульфаминовой (10% масс.) кислотами.

) При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5%) или лимонную (2-3% масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

) В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно воздействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты-дисперсные системы типа эмульсии и загущенных растворов:

для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфанол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.)

для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15% масс.) вводят от 0,5% до 3,0% масс. КМЦ или сульфитспиртовой барды.

6) Обработка карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100˚С до 170˚С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии. Со специальным эмульгатором диаминдиолеат, первичные амины, алкилоламида от 0,5% до 1% масс.

7) Объем и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость и проницаемость пласта, забойная температура, пластовое давление) выбирают из таблицы.

) Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10% масс., а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10% до 12% масс.) и плавиковай (от 3% до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония:

объем раствора при глинокислотной обработке выбирают условия предупреждения разрушения пластовых пород;

при первичной обработке используют от 0,3 м3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Таблица 1.3.6 - Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и качества обработок

Количество обработок

Тип коллектора


Поровый

трещинный


малопроницаемый

высокопроницаемый


Одна два и более

0,4-0,6 0,6-1,6

0,6-1,0 1,0-1,5

0,6-0,8 1,0-1,5


Примечание:

) продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температуре до 30˚С до 60˚ С - от 1 ч до 1,5 ч;

2) при температурах свыше 60˚С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

3) для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно кислотные растворы с добавками от 6% до 10% масс. азотнокислотного натрия;

) Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД 39-3-455-80 ("Методы защиты от коррозии при кислотных обработках скважин и нефтепромыслового оборудования"- Грозный Север.Кав. НИПИнефть, 1981);

) Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15˚С до 40˚С:

термохимическую обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработки под давлением;

термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА и т.д.);

для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азимаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах типа 4ЦА, 3ЦР или ЦР-20.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

1) ГРП применяют для воздействия на плотные низко проницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. В этом случае создают систему закрепленных трещин протяжённостью от 10 м до 30 м.

) Глубоко проникающий гидроразрыв пласта (ГГРП), протяженностью от 50 м до 100 м. производят в коллекторах с проницаемостью менее 50×103 мкм.

) В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс проводят по технологии многократного поинтервального ГРП.

) В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые объекты, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

) С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую гидропескоструйную перфорацию (ГПП).

) Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

вязкость жидкости должна обеспечивать высокую несущую способности песка и создание заданной раскрытости трещин;

не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

легко удаляться из пласта после проведения процесса;

в качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 3000 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-84 или пропант-материал изготовленный по спец. технологии (Россия, США)

7) Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать: темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка в суспензии.

Воздействие давлением поровых газов

1) Воздействия на ПЗП пороховыми газами осуществляют путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаники, известняки, доломиты с проницаемостью от 0,100 мкл2 до 0,050 мкл2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с оолитовыми известняками, а также песками и слабо цементированными песчаниками.

) Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусного типа АСГ или герметичных без корпусных типа ПГДБК и не герметичных типа АДС:

- аппарат АСТ 105К применяют в обсаженных скважинах с минимальным (проходным) диаметром 122 мм, при температуре 80˚С и гидростатическим давлением от 1,5 МПа до 35 МПа.

аппараты типа ПГДБК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 мм до 130 мм при температурах до 200˚С и гидростатических давлениях до 100 МПа, а АДС соответственно до 100˚С и 35 МПа. Величина минимального гидростатического давления составляет соответственно для ПГДБК-100, а для АДС-3 МПа.

) Спуск и подъем генераторов типа ПГДБК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

) При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля, привязки по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

) После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

) При толщине пласта свыше 20 м производят много кратное сжигания поровых зарядов.

) При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, проводят по интервальной и последовательной снизу вверх воздействия на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

) Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют крешерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

.4 Специальная часть

.4.1 Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней [1].

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду - как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата [4].

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

.4.2 Промывка скважин для удаления песчаных пробок

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них [4].

Промывочное устройство ПУ-1,которое показано на рисунках 7 и 8 состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

Рисунок 7 - Схема промывки скважины от песчаной пробки с применением промывочного устройства ПУ-1

Рисунок 8 - Промывочное устройство ПУ-1

.4.2.1 Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т.е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

.4.2.2 Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин, оно действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

1.4.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

.4.3.1 Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом [3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 1800 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 1785-1755 м. Глубина уровня пробки 1730 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l3=l2+ml1, (1)

где l2 - расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l1 - длина фильтра, м.

Тогда в формуле (1) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l1). Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30м.

l1=H1-H2 (2)

где H1, H2 - глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу (2), имеем:

l1=1785-1755=30 м.

Длина зумпфа скважины:

l2=H-H1 (3)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

=1800-1785=15 м.

Тогда по формуле (1) получим:

=15+4(1785-1755) = 135 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H3-l0 (4)

где H3 - глубина верхнего уровня пробки, м; l0 - минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l0=15-20 м, принимаем l0=15 м). Тогда

=1730-15=1715 м.

Задача 2. По условиям предыдущей задачи определить глубину установки ПУ-1, если в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм выше отверстий фильтра имеется дефект на глубине 1505 м.

Решение. Определим длину промывочных труб, спускаемых в скважину до присоединения к ним промывочного устройства:

l3=(H-H4)+l0' (5)

где Н4 - глубина местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне, м; l0' - расстояние от ПУ-1 до дефекта колонны, обеспечивающее безопасное ведение работ по промывке скважины от пробки, м (l0'=20-25 м, принимаем l0' =20 м). Тогда по формуле (5) будем иметь:

= (1800-1505) + 20 = 315 м.

Определим общую длину труб, спускаемых в скважину перед началом промывки:

= (1800-1505) + 20=315 м.

Технологический расчет

Задача 3. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Определить:

) давление на выкиде насоса;

) давление на забое скважины;

) необходимую мощность двигателя;

) время на промывку скважины для удаления пробки

) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, δ=0,45 мм; глубина фильтра скважины 1785-1755 м; уровень песчаной пробки равен 1730 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100×200.

В таблице 1.4.3.1 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100×200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия η=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 1.4.3.1 - Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача, дм3/с

Давление, МПа

I

49,8

3,8

20,0

II

72,8

5,6

17,1

III

110,0

8,4

11,3

IV

168,0

12,9

7,4


Прямая промывка водой

Решение.

) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

 (1)

где λ - коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB - внутренний диаметр промывочных труб, мм; vH -скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 9, находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача VH

на I 3,8 дм3/с l,26 м/с5,6 дм3/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм3/с 2,78 м/с12,9 дм3/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм ... 48 60 73 89 102 114

λ 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:


) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

 (2)

где φ - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем φ=1,2; λ - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (Dв=150 мм) и 73 мм (dH=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых λ=0,034; dH - наружный диаметр промывочных труб; vв - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по таблице 1.4.3.2).

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100×200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'в=0,28; v''в =0,41; v'''в =0,62; vIVв=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

Рисунок 9 - Зависимость объемного расхода воды q от линейной скорости движения vH в насосно-компрессорных трубах d=73 мм

на I скорости


на II скорости


на III скорости


Таблица 1.4.3.2 - Скорость движения жидкости в затрубном пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с

Диаметр эксплуатационной колонны, мм


146


Диаметр насосно-компрессорных труб, мм


60

73

89

60

73

89

102

114

1

0,10

0,11

0,14

0,06

0,07

0,09

0,10

0,13

2

0,19

0,22

0,28

0,13

0,15

0,17

0,21

0,27

3

0,29

0,33

0,42

0,20

0,22

0,27

0,31

0,40

4

0,38

0,44

0,56

0,27

0,30

0,34

0,41

0,54

5

0,48

0,55

0,70

0,34

0,37

0,43

0,52

0,67

6

0,57

0,66

0,85

0,40

0,44

0,52

0,62

0,81

7

0,67

0,77

0,99

0,47

0,52

0,61

0,73

0,95

8

0,77

0,88

1,13

0,54

0,60

0,70

0,83

1,08

9

0,86

0,99

1,27

0,60

0,66

0,78

0,93

1,21

10

0,96

1,10

1,41

0,67

0,74

0,87

1,04

1,35

12

1,15

1,32

1,69

0,81

0,88

1,04

1,25

1,62

15

1,44

1,65

2,11

1,01

1,11

1,36

1,56

2,02

17

1,63

1,87

2,39

1,15

1,25

1,48

1,77

2,30

20

1,92

2,20

2,82

1,35

1,49

1,74

2,08

2,70


на IV скорости


) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К. А. Апресова:

 (3)

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см2); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см2); рп - плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3); рж - плотность промывочной жидкости - воды (рж=1000 кг/м3); Vкр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером δ=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 1.4.3.3); Vв - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h3 при работе установки:

на I скорости


на II скорости



на IV скорости

Таблица 1.4.3.3 - Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

0,01

0,01

0,17

2,14

0,45

4,90

0,03

0,07

0,19

2,39

0,50

5,35

0,05

0,19

0,21

2,60

0,60

6,25

0,07

0,36

0,23

2,80

0,70

7,07

0,09

0,60

0,25

3,00

0,80

7,89

0,11

0,90

0,30

3,50

0,90

8,70

0,13

1,26

0,35

3,97

1,00

9,50

0,15

1,67

0,40

4,44

1,20

11,02


4) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 1.4.3.4 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе: на I скорости

(h4+h5)I=7,2 м;

на II скорости

(h4+h5)II =15 м;

на III скорости

(h4+h5)III=31,8 м;

на IV скорости

(h4+h5)IV=128 м.

Таблица 1.4.3.4 - Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

3

4

8

29

4

8

9

36

5

12

10

50

6

17

12

104

7

22

15

186


) Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости


) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

  (4)

где  - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости


) Определяем давление на забое скважины при работе установки:    

 (5)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:


) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

 (6)

где ηа - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным ηа = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:


Из расчета видно, что так как насосная установка УН1Т-100×200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

 (7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

 (8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

 (9)

Итак, продолжительность подъема песка:


12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

 (10)

где Q - подача агрегата, дм3/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см2); F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2).

Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:


Обратная промывка водой

) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

 (1)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости


) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

 (2)

где vв - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока vH при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунке 8. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h2 при работе агрегата:


) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см2. Следовательно, имеем следующие значения h3 при работе агрегата:


Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h4+h5=0

) Определяем потери напора h6 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:I=2,28 мII=4,92 мIII=11,11 мIV=26,23 м

) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости

) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости

на I скорости


на II скорости


на III скорости


на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости


на II скорости


на III скорости


) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости


на II скорости


на III скорости


10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости


на II скорости


на III скорости


) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см2):

на I скорости


на II скорости


на III скорости


Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

.4.4 Расчет РНМ

.4.4.1 Исходные данные для проектирования

Периметр расчетного контура Рр = 38000 м;

Площадь в расчетном контуре Sн = 46×106 м2;

Эффективная толщина в контуре h = 19 м;

Глубина скважины Н = 2170 м;

Проницаемость к = 0,6×10-12 м2;

Вязкость нефти µн = 18×103 Па∙с;

Вязкость пластовой воды µв = 4,5×103 Па∙с;

Радиус скважины rс = 1,3×10-3 м;

Пористость m = 0,4;

Коэффициент нефтенасыщения β = 0,58;

Коэффициент нефтеотдачи η = 0,8;

Пересчетный коэффициент в = 1,4 м3/т;

Пластовое давление Рпл = 21,1 МПа;

Давление насыщения Рнас = 14,6 МПа;

Эффективно действующий газовый фактор Gэф = 94 м3/т.

.4.4.2 Схематизация формы залежи

Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.

Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то месторождение моделируется полосой.

Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного контура):

 (1)

Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия равенства площадей (запасов):

Sн= π(rн2 - rц2), (2)

откуда

 (3)

.4.4.3 Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов

Как было указано, радиус расчетного контура равен 6051 м, радиус последнего ряда равен 4686 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает конец этапа.

Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда

, (4)

где rц - радиус последнего ряда, rц = r3 = 4686 м.

На рисунке 10 для заданного ρ3 и числа рядов, равного трем, получим

,

Тогда

r2= 6051∙0,850 = 5143 м= 6051∙0,925 = 5597 м

По этому же графику находим


Откуда

lg rн - lg λ1 - lg lg rн/rc = 3,8

lg λ1=2 lg rн - lg lg rн/rc -3,8

lg λ1 =2 lg 6051 - lg lg -3,8

lg λ1=2,8


Находим значения

,


Окончательно принимается: r1 =5597 м; r2 =5143 м; r3 =4686 м.

Зная величины lgλ/rc2,  и число рядов, работающих одновременно, находим на рисунке 11 расстояние между скважинами в ряду. Соединяя точки, соответствующие значениям 0,16; 0,18; 0,20 на оси  с точкой 6,3 на оси lgλ/rc2, найдем 2σ на каждом ряду для трех вариантов разработки и все значения s/rc сводим в таблицу 1.4.4.1.

Таблица 1.4.4.1 - Значения s/rc для трех рядов трех вариантов разработки

s/rc

І вариант

ІІ вариант

ІІІ вариант

1 ряд

4,1×104

5,7×105

8,2×105

2 ряд

3,4×104

5,0×105

7,8×105

3 ряд

2,8×104

4,8×105

6,9×105


Откуда находим значения 2s, таблица 1.4.4.2.

Таблица 1.4.4.2 - Расстояние между скважинами

2s, м

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

112,0

201

298

2 ряд

105,4

195

246

3 ряд

87,00

171

222


Найдем число скважин в рядах ni=2p×ri/2si, значения которых сводим в таблицу 1.4.4.3.

Таблица 1.4.4.3 - Число скважин в рядах

n

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

313

160

98

2 ряд

333

166

120

3 ряд

404

189

133


Рисунок 10 - Расчетная диаграмма расположения рядов скважин

Рисунок 11 - Номограмма для определения расстояний между скважинами

2. Экономическая часть

.1 Структура нефтяных предприятий

Нефтяная промышленность, как отрасль промышленности представляет собой единый хозяйственный комплекс, призванный обеспечить потребности страны, связанные с добычей нефти, газа и газового конденсата.

Производственная единица - нефтегазодобывающее управление (НГДУ) осуществляет организацию своего производства на принципах специализации и кооперирования. В организационную структуру НГДУ входят специализированные цехи, призванные выполнять определенные их положением функции и объемы производства [7].

Основное производство в нефтегазодобывающих управлениях осуществляется через инженерно-технологические службы (центральные и районные). Вспомогательное производство сосредоточено в базах производственного обслуживания.

База производственного обслуживания призвана проводить цикл ремонтных и вспомогательных работ.

В системе управления различают управляющую и управляемую подсистемы. Управляемая подсистема состоит из ряда взаимосвязанных производственных подразделений и коллективов (цехов, различного рода служб, бригад). Управляющая подсистема состоит из совокупности органов управления, представляющих собой специализированные отделы и руководство производственного объединения, предприятия или производственной единицы. Обе подсистемы связаны между собой посредством информации, взаимно воздействуют друг на друга, совершенствуясь в своем развитии.

В НГДУ управляющей подсистемой является аппарат управления, состоящий из специализированных отделов. В цехах управление осуществляется администрацией цеха.

Организация производства предопределяет организацию труда рабочих основного и вспомогательного производства.

.2 Организационная характеристика НГДУ "Жетыбаймунайгаз" и организация основного и вспомогательного производства

Нефтегазодобывающее управление "Жетыбаймунайгаз" состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.

Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего плана по добыче нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует деятельность всех производственных подразделений на территории предприятия.

В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС) и нефтепромыслы.

Аппарат ЦИТС, состоит из 2-х групп:

технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин;

диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.

Нефтяные промыслы собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории вокруг закрепленных за ними скважин и объектов.

База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов.

.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

Организация труда в любом предприятии, в том числе и в нефтегазодобывающем, представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный подбор, расстановку и использования рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

- организацию и обслуживание рабочего места;

режим работы;

расстановку рабочих кадров;

охрану труда и обеспечение технической безопасности;

подбор, подготовка и повышение квалификации работников;

организация соревнований.

На 1 августа 2006 г. по НГДУ "Жетыбаймунайгаз" среднесписочная численность всего персонала составляет 1023 человек, в том числе занятых на производстве 793 человек, в аппарате управления 100 человек, в социальной сфере 130 человек.

Оплата труда рабочих производится по повременно-премиальной, сдельной и косвенно-сдельной системе оплаты труда. Средний разряд рабочих составляет 4,0.

В управлении разработано и утверждено положение о премировании рабочих, ИТР и служащих в целях усиления материальной заинтересованности в конечных результатах.

Среднемесячная заработная плата на одного работника по НГДУ "Жетыбаймунайгаз" составила 50177 тенге, в том числе промышленно-производственного персонала - 54840 тенге, в социальной сфере -17818 тенге.

.4 Технико-экономические показатели и анализ разработки месторождения Жетыбай

Месторождение Жетыбай введено в разработку в 1983 г. Разбуривание опытного участка длилось около 4 лет с 1983 по 1987 гг.

В настоящее время на месторождении 1980 скважин, из них 1099 эксплуатационные, 373 нагнетательные, 29 наблюдательных, 6 скважин в консервации. В бездействии находится 469 скважин, в простое - 29 скважин из эксплуатационного фонда и 2 скважины из нагнетательного фонда.

За 2006 г. по нефтегазодобывающему управлению "Жетыбаймунайгаз" добыто 2039239 т. нефти и газового конденсата, 174300 тыс. м3 попутного и природного газа. Выполнение государственного задания по добыче нефти и газа соответственно составило 102% и 102,5%, сверх плана 39239 т. нефти выполнено на 103,1%. Закачано воды в пласт 6001 тыс. м3 при плане - 6000 тыс.м3 или 100,02% к плану.

На 01.09.06 г. дополнительная перфорация была проведена на 29 добывающих скважинах, дополнительная добыча 28,641 тыс. тонн нефти, гидроразрыв пласта на 65 скважинах, солянокислотная обработка на 13 добывающих скважинах, дополнительная добыча - 15530 тыс. тонн нефти, солянокислотная обработка на 32 нагнетательных скважинах, дополнительная закачка 181179 м³ воды, капитальный ремонт на 101 скважине.

За отчетный период введено в эксплуатацию 63 (при плане 82) новых и 18 скважин из числа бездействующих на начало года (при плане 36). Произведено 962 скважинной операций ПРС (при плане 940), 36 скважинной операций КРС (при плане 30) и 111 скважинной операций канатной техникой (при плане 100).

Затраты на выпуск товарной продукции за отчетный год составили 60044 тыс., при плане - 58929. По итогам отчетного года получен перерасход затрат на производство против плана на сумму 1115 тыс. тенге, а против плановых затрат на выполненный объем получена экономия на сумму 431 тыс. тенге. Получено снижение затрат на один тенге товарной продукции против плана на 0,49 тиын [7].

Снижение себестоимости против плана:

т. товарной продукции на 0,06 тенге, при плане - 28,43;

т. нефти и газового конденсата на 0,03 тенге, при плане - 28,68;

мЗ попутного газа на 0,44 тенге, при плане - 12,56.

За 2006 г. на балансе НГДУ состоит основных производственных фондов на сумму 360015 тыс. тенге, в том числе стоимость скважин составила 257255 тыс. тенге. За 2006 г. введено основных фондов на сумму 22060 тыс. тенге, из них стоимость скважин составила - 13956 тыс. тенге. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов составила 367162 тыс. тенге, в том числе скважин 257567. За отчетный год показатель фондоотдачи по НГДУ составил 14 тиын, при плане 13,5 тиын.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

. Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье "Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования".

Сост = , (1)

Агод = , (2)

где Na - норма годовых амортизационных отчислений, %;

Сост - остаточная стоимость оборудования;

Сп - первоначальная стоимость оборудования;

Та - срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

Агод = , (3)

где Сск - стоимость станка-качалки;

Снкт - стоимость колонны НКТ;

Сшт - стоимость колонны штанг;

Сскв - стоимость скважины;- норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

Сост =  тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг - С, массы одного погонного метра - q и их длины - l:

Сшт = С1 l1 q1 + С2 l2 q2 , (4)

Сшт1 = 84500 ∙ 316 ∙ 2,35 / 1000 + 91000 ∙ 574 ∙ 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ - С, массы одного погонного метра - q и глубины спуска насоса - L:

Снкт = С q L, (5)

Снкт1 = 91000 ∙ 1000 ∙ 9,5 / 1000 = 864500 тенге.

Сск1 = 9100000 тенге.

Агод1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

Сшт2 = 58500 ∙ 216 ∙ 2,35 / 1000 + 67600 ∙ 474 ∙ 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

Снкт2 = 65000 ∙ 690 ∙ 9,5 / 1000 = 426075 тенге.

Сск2 = 2730000 тенге.

Агод2 =  тг.

. Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК - 7000 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату - 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,14

Районный коэффициент - 1,35.

ФОТ = Минимальная ЗП × Тарифный коэффициент × Количество месяцев × Районный коэффициент × Территориальный коэффициент × Коэффициент дополнительной ЗП × Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ1= 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 6 = 14727768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ2 = 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 4 = 9818512,2 тенге.

. Отчисления от ФОТ

Представляют 31% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,31 14727768,3 = 4565608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,31 9818512,2 = 3043738,78 тенге.

. Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

Зэл = Q Эуд Цэ, (6)

где Q - количество нефти в тоннах;

Эуд - удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1 т. нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт∙ч;

Цэ - цена одного кВт ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл1 = 1,6 70 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл2 = 1,6 45 5,2 = 374,4 тенге.

. Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

Зпп = Q (Цпод + Цпер), (7)

где (Цпод + Цпер) - сумма цен подготовки и перекачки 1т. нефти.

Зпп = 1,6 (520 + 455) = 1560 тенге.

. Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

Зппд = Qв Цз Энв (8)

где Qв - объем закачиваемой воды, т/сут

Цз - цена закачки 1 м3 воды, тенге

Энв - норма расхода электроэнергии на закачку 1 м3 воды 23 кВт/ч

Зппд = 4,8 25 23 = 2760 тенге.

. Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,25 14727768,3 = 3681942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,25 ∙ 9818512,2 = 2454628,05 тенге.

. Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

Зрем = , (9)

где КВ - капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 =  тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зрем2 =  тенге.

9. Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зцех1 = (6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 + 1618246,188) 0,2 = 6258292,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зцех2 = (5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + + 2454628,05 + 1535387,677) 0,2 = 4555629,0 тенге.

. Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод1 = 6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 +1618246,188 + 6258292,7 = 37549756,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод2 = 5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + +2454628,05 + 1535387,677 + 4555629,0 = 27333774,3 тенге.

. Удельная себестоимость 1 т. нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С1 =  тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С2 =  тенге.

. Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С1 - С2) Q2 (10)

где С1 - себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

С2 и Q2 - себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;

Э = (5179,3 - 3770,2) 7250 = 10215975 тенге.

Таблица 2.1 - Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели

До про-мывки скважины

После промывки скважины

Объем добычи по скважине, т/сут

1,4

1,6

Амортизационные отчисления, тенге.

6695480,57

5923668,15

Фонд оплаты труда (ФОТ), тенге.

14727768,3

9818512,2

Энергетические затраты, тенге.

582,4

374,4

Затраты на подготовку и перекачку нефти, тенге.

1560

1560

Затраты на ППД, тенге.

276

276

Прочие отчисления, тенге.

3681942,075

2454628,05

Затраты на ремонт оборудования, тенге.

1618246,188

1535387,677

Общие цеховые затраты, тенге.

6258292,7

4555629,0

Общие годовые затраты, тенге.

37549756,4

27333774,3

Удельная себестоимость 1 т. нефти, тенге.

5179,3

3770,2

Годовой экономический эффект, тыс. тенге.

10215,9


3. Охрана труда и окружающей среды

.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтедобывающих предприятиях относятся неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрация, взрывоопасные вещества и т.д [15].

Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает плюс 40-45˚С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Температура воздуха зимой понижается до минус 30˚С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих взрывоопасных и агрессивных веществ), вызывает поражение обслуживающего персонала.

Опасными элементами нефти являются углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 75,97% метана, 5,89% этана, 2,7% пропана, 1,25% бутана, 4,9% углекислоты, 0,81% азота, 3,29% сероводорода. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых и пожароопасных. При содержании их в воздухе около 10% человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество

ПДВК

Вещество

ПДВК


Об.%

Мг/м3

Мг/л


Об.%

Мг/м3

Аммиак

0,75

5500

5,50

Н-пентан

0,07

2050

2,05

Бензол

0,07

2250

2,25

Пропан

0,11

1900

1,90

Бутан

0,09

2250

2,25

Метан

0,30

4600

4,60

Метан

0,25

1650

1,65

Этан

0,15

1800

1,80

Керосин

0,07

3700

3,70

Этилен

0,15

1700

1,70


.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

.2.1 Указания мер безопасности при ремонте скважин

Капитальный и текущий ремонт скважин отличаются многообразием и трудоёмкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов [14].

Основными причинами несчастных случаев является неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, не удовлетворительная организация обучения и инструктажа рабочих, отсутствие технического надзора за работой.

Специализированные бригады по ремонту скважин выполняют спуско-подъемные операции (СПО), обследование, чистку пробок, свабирование, освобождение прихваченных насосно-компрессорных труб, изоляционные работы и крепление пород призабойной зоны, ремонт и исправление обсадных колонн, цементирование скважин, ловильные и другие работы. Все эти работы должны быть механизированы. Для этого применяются стационарные вышки и мачты, самоходные агрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.

К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования выполнения которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложена в "Отраслевой инструкции по безопасности труда при капитальном ремонте скважин" (РД-08-15-94) и "Правилах ведения ремонтных работ в скважинах" (РД 153-39-023-97) разработанных в НПО "Бурение".

Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие находящиеся на объектах, содержащих сероводород более 6 %, на период проведения ремонтных работ обязаны выполнять Устав (распорядок) о дисциплине работников предприятий и организации, занятых освоением газовых и нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучения и проверку знаний, также в соответствии с "Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ" [13], [16].

Бригады по текущему и капитальному ремонту скважин должны вести "Журнал проверки состояний условий труда". В этом журнале ИТР и общественные инспектора по технике безопасности записывают результаты плановых внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время очищена от снега и льда.

Площадка для установки передвижных подъемных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типа агрегата, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными Министерством в установленном порядке.

Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена оборудованием в соответствии с нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности, механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденным Министерством энергетики, Минеральных ресурсов РК и Министерством по ЧС РК.

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которых вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок) грузоподъемных устройств и приспособлении (стропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих стандартов (ГОСТ, ТУ) и нормам на изготовление.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1005-76 (углеводороды предельные) С1-С10 в пересчете на С-300 мг/м³, сероводород в смеси с углеводородами С1-С3-3 мг/м³.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверки знаний по безопасному ведению работ.

На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводорода содержащего газ в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на специальной площадке с надежными опорами или приспособлениями для крепления подъемника в соответствии и инструкцией по эксплуатации. Агрегат должен быть оборудован световой или звуковой сигнализацией, которая не должна производить слепящего или раздражающего действия на работающих. Допускается применение на одном агрегате сигнализации обоих видов.

Подземный ремонт скважин со стационарной вышки может быть допущен без оттяжного ролика, если:

подъемник установлен на расстоянии не более 25 м от устья скважин.

кронблок оборудован дополнительным роликом, выводящим ходовой конец талевого каната за габариты вышки (при отсутствии дополнительного ролика, диагональные тяги на грани верхней секции вышки, обращенной к подъемнику, необходимо заменить жесткими раскосами).

При капитальном ремонте разрешается работать без оттяжного ролика (напрямую), если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. В этом случае:

для работы на безопасной катушке устраивают площадку;

роторную цепь и звездочки на валу лебедки подъемника и на валу ротора ограждают съемным металлическим кожухом с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;

подъемник оборудуют искрогасителем;

на поясе вышки устанавливают предохранительный ролик для предотвращения истирания вышки и каната. Около ремонтируемой скважины устраивают площадку, обеспечивающую устойчивость подъемника при спуско-подъемных операциях.

Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время ремонта фонтанной скважины должны быть постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование. На этот период скважина должна быть обеспечена запасом жидкости в количестве не менее двух объемов скважины.

Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

При ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устья 1,5 м, соседняя скважина должна быть установлена или при необходимости - заглушена.

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается.

При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должна устанавливаться предохранительная (противовыбросовая) задвижка.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

При промывке песчаных пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, следует под вертлюгом установить предохранительную противовыбросовую задвижку и применять промывочную жидкость такого удельного веса, чтобы в момент вскрытия фильтра пластовое давление не превышало давления столба этой жидкости.

.3 Охрана атмосферного воздуха

.3.1 Перечень источников загрязнения

Основными загрязняющими веществами являются сероводород, углеводород, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, сварочный аэрозоль; соединения марганца, соединения кремния, фториды, фтористый водород, аэрозоль серной кислоты, сажа [15].

Источниками загрязнения атмосферы являются: скважины эксплуатационные, замерные установки, резервуары для нефти, насосные участки, автозаправочный участок со складом ГСМ.

К организованным источникам относятся факелы сжигания газа, дыхательные клапаны резервуаров. К неорганизованным источникам относятся выбросы в атмосферу через неплотности в аппаратуре, в запорно-регулирующей и предохранительной арматуре и др. Выбрасываемые загрязняющие вещества с неорганизованных источников - углеводород и сероводород. Выбросы с неорганизованных источников относятся, в основном, к холодным выбросам.

Процесс текущего ремонта скважин месторождения Жетыбай сопровождается техногенным воздействием на компоненты окружающей природной среды: атмосферный, подземные воды, почвы.

При ТРС источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

устье скважины (выделение углеводородов происходит в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);

насосы (происходит выделение углеводородов в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);

технологические амбары (происходит выделение углеводородов с открытой поверхности амбаров).

При эксплуатации нефтяных месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из емкостей, отстойников и т. д.

Атмосфера загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках, факелах и т. д.

Всего по НГДУ "Жетыбаймунайгаз" учтено 1901 объект выделения вредных веществ при четырех ингридиентах: углеводородов, окислов азота, окиси углерода и сажи.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

факел высокого давления для аварийного сжигания газа;

дымовые трубы печей подогрева газа, нефти;

скважины;

открытые амбары;

технологический блок, объединяющий в один источник выброса сепаратора, емкости буферные, дренажи, насосы, замерные установки.

Исследования по номенклатуре загрязнения атмосферы позволили установить, что практически во всех случаях концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны существенно ниже ПДК и не представляет опасности.

Среднее содержание вредных примесей в атмосфере НГДУ "Жетыбаймунайгаз" представлены в таблице 3.3.1.

Таблица 3.3.1 - Сведения по выбросам загрязняющих веществ

Источник выделения

Загрязняющее вещество

Количество выбросов загрязняющих веществ



г/сек

т/год


 Углеводороды

1,1405

36,244


 Оксиды азота

0,908

27,17


 Оксид углерода

3,545

104,967


 Сажа

0,256

8,073


 Метан

1,429

37,185


 Всего

7,2785

213,639


3.3.2 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ

В нефтяной промышленности много объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для здоровья людей токсичные соединения свинца и серы.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных условиях. Сера может содержаться в виде соединения в угле, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые соединения улетучиваются в атмосферу.

Общее количество вредных веществ в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа. К наиболее эффективным из них можно отнести следующее:

повышение утилизации нефтяного газа и ускорение ввода газоперерабатывающих заводов;

внедрение малогабаритных передвижных блочных газобензиновых комплексов повышенной производительности;

использование естественных подземных хранилищ газа;

широкое внедрение обезвоживания нефти, обеспеченной на принципе абсорбции эмульгированной нефти и гидрофобных твердых частиц в жидком фильтре;

переработка газоконденсата с целью получения наиболее качественного безсернистого моторного топлива;

организация более качественной очистки природного газа от конденсата на газопромыслах;

установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, водой и механическими примесями.

3.4 Охрана водных ресурсов

В районе расположения месторождения Жетыбай постоянные водотоки отсутствуют, гидрографическая сеть развита очень слабо и представлена, в основном, бессточными впадинами. В период снеготаяния и дождей могут образовываться временныe водотоки по сухим руслам и ложбинам стока.

На территории месторождения Жетыбай источники пресных вод питьевого качества отсутствуют. Первый от поверхности водоносный горизонт приурочен к неогеновым отложениям, представленным известняками и мергелями сарматского яруса, минерализация варьирует от 3-5 мг/дм3 до 15 мг/дм3 и более 21 мг/дм3, глубина залегания составляет 5-10 м. В пределах территории месторождения источниками потенциального воздействия на подземные воды являются участки загрязненных почво-грунтов. Вместе с тем непосредственно на площади работ подземные воды приурочены к защищенным напорным водоносным горизонтам меловых и юрских отложений, грунтовый водоносный горизонт на рассматриваемой территории отсутствует.

Сточная вода после обработки в ЦППН используется на подземный ремонт скважин (глушение, промывка). Для питьевых нужд бригад используется бутилированная вода 1,5-5 л. Противопожарный запас воды хранится в специальных емкостях, а также предусмотрены огнетушители и передвижные пожарные автомобили.

Сточные воды, образующиеся при ремонте скважин собираются в инвентарные поддоны, откуда выкачиваются и передвижными средствами вывозятся на ЦПП для дальнейшей закачки в ППД. Сточные воды от системы охлаждения электродвигателей (маслоохладители и воздухоохладители) подаются в дренажную емкость, далее дренажными насосами подаются во всасывающий трубопровод и закачиваются в пласт. Допустимые пределы содержания примесей в закачиваемой воде при заводнении нефтяных пластов приведены в таблице 3.4.1.

Таблица 3.4.1 - Требования к воде для заводнения нефтяных пластов

Показатели

Ед. изм

Тип коллектора



Поровый

 Трещиновато поровый

Твердые примеси

мг/л

5-15

20-25

Нефтепродукты

-

15-25

40-50

Окисное железо

-

0.5-2

7


.5 Охрана земельных ресурсов

Организационные: организация управления отходами; организация и регламентация движения автотранспорта и техники по территории месторождения; исключение несанкционированного проведения работ, нарушающих систему управления отходами.

Технологические: тщательная регламентация проведения работ, связанных с загрязнением рельефа при бурении; транспортировке оборудования; производстве земляных работ; технической рекультивации.

Проектно-конструкторские: согласование и экспертиза проектных разработок в контролирующих природоохранных органах и СЭС; выбор оптимальных проектно-конструкторских решений, направленных на снижение загрязнения почв.

Санитарно-противоэпидемические: выбор и организация обустройства согласованных участков размещения мест захоронения промышленных и бытовых отходов; обеспечение противоэпидемической защиты персонала от особо опасных инфекций.

Восстановление растительности посевом кустарников терискена, саксаула, черного жузгуна будет выполнять функции противоэрозионного укрепления почвы. Эти растения имеют глубоко проникающую в почву корневую систему.

В пределах ограждения, площадки устьев скважин и замерных установок покрыты щебеночным покрытием слоем 20 см, что предохраняет почву от выдувания. Биологическая рекультивация в зоне скважин, замерных установок, ЦПН, на трассах газопроводов, водопроводов, нефтесборных линий, притрассовых резервов дорог предусматривается путем засева рекультивируемой площади пескоукрепительными кустарниками (жузгун, шерикен-гребенщик, саксаул-черный). Посадка производится на глубину 0,35-0,45 м, расстояние между черенками 1 м, между рядами 6 м.

Биологическая рекультивация на откосах дорог, откосах карьеров предусматривается засевом многолетними травами из местных галофитов (изень-прутняк) с нормой высева семян 32 кг/га (в 1,5 раза выше обычной нормы).

3.6 Охрана флоры и фауны

Растительный покров территории, окружающей месторождение Жетыбай, характеризуется однородной пространственной структурой, бедностью флоры и низким уровнем биологического разнообразия.

Естественный почвенно-растительный покров территории на месторождении Жетыбай в значительной степени нарушен в результате антропогенных воздействий. Основным фактором деградации почвенно-растительного покрова являются:

Механическое уничтожение грунта и трансформации плодородного слоя почвы вследствие строительных работ (строительных площадок ГЗУ, полигона хранения твердых отходов т. п.).

В условиях эксплуатации месторождения процесс уничтожения растительности вследствие нерегламентированной прокладки временных и постоянных дорог ежегодно возрастает.

Учитывая, что участок месторождения находится на пустынной территории, где многие виды представлены сукуплентными формами, засухоустойчивыми (ксерофитами), многие имеют густое опущение, можно сказать, что большая часть представителей пустынной флоры газоустойчивы. К ним относятся все доминирующие виды пустынных ландшафтов: биюргун, сарсазан, поташники, гребенщики, жузгуны, полыни, итсигек, однолетние солянки.

Естественное восстановление почвенных систем происходит замедлено. Для ускорения этого процесса потребуется проведение комплекса по рекультивации и искусственному озеленению.

Засушливость климата, бедность территории поверхностными водами, разреженная растительность, характерная для пустынь северного типа, сильная засоленность почв, все это является причиной обедненности количества и видов фауны исследуемого района.

Животный мир на территории месторождения Жетыбай представлен 2 видами земноводных, 12 видами пресмыкающихся, 30 видами млекопитающих и 59 видами птиц.

Среди основных факторов воздействия при эксплуатации месторождения Жетыбай на животный мир можно выделить следующие:

нарушение мест обитания или сезонных концентраций животных;

прямое воздействие на фауну;

факторы беспокойства;

загрязнение среды обитания, способное вызвать негативные эффекты при небольших уровнях загрязнения.

3.7 Промышленные отходы по НГДУ "Жетыбаймунайгаз"

Процесс подземного ремонта скважин месторождения Жетыбай сопровождается образованием различных видов отходов, временное хранение которых, транспортировка, захоронение или утилизация могут стать потенциальными источниками воздействия на различные компоненты окружающей среды.

Основные отходы, связанные с ТРС включают в себя:

замазученный грунт, образующийся после очистки территории от аварийных разливов нефти вокруг площадок ремонта скважин;

отходы металла, включающие отработанные образования, трубы, металлические бочки ограждения;

радиоактивные отходы, загрязненный естественными радионуклидами шлам НКТ;

отходы производства, загрязненный нефтепродуктами обтирочный материал;

Обобщенные данные по производственным отходам представлены в таблице 3.7.1

Влияние отходов производства и потребления на природную среду будет минимальным при условии выполнения соответствующих санитарно-эпидемиологических реологических норм, направленных на минимизацию негативных последствий антропогенного вмешательства в окружающую среду.

Для минимизации воздействия влияния отходов на процесс жизнедеятельности окружающей среды необходима четко работающая схема сбора, хранения и утилизации отходов производства и потребления с учетом всех современных средств и технологий в этой области.

Таблица 3.7.1 - Характеристика производственных отходов

Вид отхода

Токсичные компоненты

Класс токсичности

Место складирования

Замазученный грунт

Нефтепродукты

IV

по мере накопления вывоз на установку по переработке замазученного грунта

Обтирочный материал

Нефтепродукты

III

вывоз на полигон (по договору)

Радиоактивные отходы

Низко радиоактивные

III

вывоз на полигон

Металлолом

Отсутствуют

IV

временно складируются на специальной площадке, по мере накопления вывозится (по договору)


Заключение

Учитывая, сложное положение дел с эксплуатационным фондом скважин по НГДУ "Жетыбаймунайгаз" в организационно-технические мероприятия АО "Мангистаумунайгаз" по обеспечению план задания добычи нефти на 2006 г. включены следующие показатели по ремонту скважин, в подземном ремонте закончить и ввести в эксплуатацию 1820 добывающих скважин, в капитальном ремонте 311 скважин из добывающего и нагнетательного фонда, в числе которых входят нижеследующие необходимые мероприятия

В области совершенствования техники,технологии и качества выполняемых работ:

. Обеспечить выборочно очистку ствола экспл. колонны механическим способом с применением специальной технологии при проведении КРС, в отдельных случаях и при проведении ПРС.

. Практичность применения устьевых герметизаторов-предохранительных устройств, обеспечивающих роли обтираторов, устройства против падения построенного предмета в скважину и отражателя исходящего потока промывочной жидкости (флюида).

. Практиковать применение винтовых забойных двигателей (турбобуров) при ПРС, КРС, определив область применения их.

. Обеспечить установленного межремонтного периода (МРП) работы глубинных насосов путем:

·   качественной прмывки скважины при ПРС и своевременного проведения профилактических работ (обработкой различными реагентами и т.д.)

·   поставки заявленных типоразмеров глубинных насосов, особенно трубных насосов с хормированным покрытием плунжера.

·   поставки манжетных и вставных насосов I-II группы посадки , причем насосы с длиной хода плунжера не менее 4-х метров.

5. Совершенствовать технологию обработки скважин против образования соле-парафиноотложений, технологию позволяющею снижения степени обводненности скважины и увеличения приемистости нагнетательных скважин.

. Обеспечить оптимального варианта подбора типоразмеров глубинных насосов к конкретной геологической характеристике скважин с оптимизацией режима работ их.

. Обеспечить своевременную поставку (по заявкам) хим. реагентов, кислот для производства профилактических работ, интенсификации добычи нефти, путем своевременной обработки продуктивных горизонтов (ЭКВ, СКО, ВУВЭ и т.д.) согласно утвержденному графику.

. Обеспечить качество закачиваемой в пласты жидкости - воды (сточной, морской), предупредив при этом закупорки пор пластов, образования сульфатвосстанавливающих бактерий.

. Осуществить работы по вторичному вскрытию продуктивных горизонтов с применением малозатратных технологий-перфорации пластов более мощными зарядами, проведением ГРП, щелевой перфорации и т.д.

. Разработать (или заимствовать по договору) технологию промывки песчаных пробок с применением новых методов и оборудования.

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

Список литературы

1. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975, 344 с.

. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969. - С. 5-8.

. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. М.: Недра, 1984. - С. 91-107.

. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. - С. 398-405.

. Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай. Отчет КазНИПИнефть, рук. Лысенко В.Д., Дияров Д.О., Апакаев Ж. Тема 143/81, Актау, 2004 г.

. Авторский надзор за разработкой месторождения Жетыбай (уточнение технологических показателей разработки). Отчет КазНИПИнефть, рук. Кисляков Ю.П., Договор №39/89, Шевченко, 1989.

. Ежегодные отчеты финансово-хозяйственной деятельности НГДУ "Жетыбаймунайгаз". 1998-2006 гг.

. Ежегодные отчеты службы ООС НГДУ "Жетыбаймунайгаз".

. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1975, 534с.

. Даукеев С.Ж., Ужкенов Б.С., Абдулин А.А., Беспаев Х.А., Воцалевский Э.С., Любецкий В.Н., Мазуров А.К., Мирошниченко Л.А. Глубинное строение минеральные ресурсы Казахстана. Том 3. Нефть и газ, Алматы, 2002. - С. 103-104.

11. Шуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983.

. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: 000 "Недра - Бизнесцентр", 2000, 653 с.

13. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1982, 246 с.

14. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности республики Казахстан. - Актау, 1996 г.

. Келман Г.С. Защита окружающей среды при добыче транспорте и хранении нефти и газа. М.: Недра, 1981.

. Планов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1982.

Похожие работы на - Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!