Разработка Южно-Ягунского месторождения

  • Вид работы:
    Отчет по практике
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    397,34 Кб
  • Опубликовано:
    2015-10-07
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка Южно-Ягунского месторождения

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

“УФИМСКИЙ ГОСДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ”

Кафедра разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений





ОТЧЕТ

по производственной практике студента

Вильданова Т.Ф. группы БГР-12-02

Горно-нефтяного факультета

Место практики : г.Когалым ; ОАО ”Лукоил Западная Сибирь”

ТПП Когалымнефтегаз

Начало 21.07.2015 Окончание 20.08.2015

Руководитель практики:

От кафедры РНГМ Гафаров Ш.А.

От предприятия Зам.нач.цеха Девятайкин.Д.Н


Уфа 2015

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Характеристика Южно-Ягунского месторождения

.1 Общие сведения

.2 Характеристика продуктивных пластов

.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

. Разработка Южно-Ягунского месторождения

.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3

.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности

. Способы эксплуатации скважин

.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом

.2 Газлифтный способ эксплуатации

.3 Эксплуатация ШСНУ

.4 Основные проблемы при эксплуатации ШГН

.5 Меры по охране окружающей среды

.6 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

.7 Особенности эксплуатации

.8 Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН

.9 Рекомендуемый режим работы

.10 Вывод скважин на режим после освоения

. ГДИС

.1 Гидродинамические, геохимические и промыслово - геофизические методы исследования скважин и пластов

.2 Определение фильтрационных и геометрических параметров в соответствии с выбранной интерпретационной моделью

.3 Геофизические исследования

.4 Определение источников обводнения продукции скважин

.5 Контроль технического состояния продукции скважин

.6 Характеристика применяемого оборудования и приборов для исследования скважин

. Способы воздействия на ПЗП

.1 Общие положения

.2 Кислотная обработка

.3 Гидропескоструйная перфорация

.4 Виброобработка

.5 Термообработка

.6 Воздействие давлением пороховых газов

.7 ГРП

.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на ПЗП

. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

.1 Текущий ремонт скважин

.2 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

.3 Оборудование, применяемое при КРС

.4 Охрана окружающей среды

. МУН

.1 Технология приготовления и закачки в пласт ПКВ

.2 Технологические характеристики

. Организационная структура ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Южно-Ягунское нефтяное месторождение открыто в 1978 г. поисковой скважиной 55П. При опробовании были получены промышленные притоки нефти из пластов БС101, БС112 дебитами, соответственно, 13.8 и 138.7 м3/сут. Введено в разработку в 1983 г.

За историю разработки месторождения составлены и утверждены: две технологические схемы разработки (1980 и 1984 гг.) с дополнениями к ним (1982 и 1990 гг.), проект разработки (1995 г.) и последний проектный документ «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения» выполнен компанией «ПетроАльянс» и утвержден протоколом ЦКР №3320 от 23.12.2004 г. Принципиальные проектные решения за это время практически не менялись, не считая бурения самостоятельной сетки скважин на пласт БС101 для организации раздельной системы заводнения на пласты БС101 и БС102 объекта БС10 (1984 г.) и попытки выделения пласта БС101 в самостоятельный объект разработки (1990 г.).

С целью корректировки программы работ и технологических показателей разработки месторождения в соответствии с техническим заданием выполнен настоящий Авторский надзор за реализацией проектного документа «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения».

1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения

.1 Общие сведения

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка ряда месторождений (рисунок 0.1), ближайшими из которых являются Когалымское, Дружное, Кустовое, Тевлинско-Русскинское.

Инфраструктура региона довольно развита. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации - водным путем по рекам Туре, Тоболу, Иртышу и Оби, а также автотранспортом. Западнее площади проходят газо- и нефтепроводы, продукция по которым, в том числе и рассматриваемого месторождения, поступает потребителю. Площадь пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.

Рисунок 0.1 Обзорная схема района

Гидрографическая сеть достаточно обширная и представлена реками, протекающими в субмеридиональном направлении: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Вокы-Рап-Ягун и др. Междуречья заняты значительным количеством озер и болот. Среди наиболее крупных озер известны: Тотль-Катым-Эктль-Лор, Вар-Ягун-Инг-Лор, Тлоник-Пакум-Лор, Ай-Ягун-Лор и др. Глубина озер не превышает 6 м, в зимнее время они могут промерзать до дна.

Климат района резко континентальный с колебаниями температур от минус 55°С зимой до плюс 35°С летом. Зима продолжительная, суровая с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом, лето жаркое и короткое. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15 оС) в среднем 120 дней. Среднегодовое количество осадков составляет 400 - 500 мм, толщина снежного покрова 70 - 80 см на открытых участках и до 1,5 м в лесу. Преобладающее направление ветров зимой юго-западное и западное, летом - северное и северо-восточное.

С целью снабжения строительных объектов необходимыми материалами проводились специальные работы с целью их поиска. Наиболее распространенным сырьем для этих целей являются обнаруженные здесь образования песков, глин, а также участки развития песчано-гравийно-галечной смеси. Эти материалы используются не только для строительных работ (приготовление растворов, отсыпка полотна дорог, дамб, платформ, производство кирпича, в качестве наполнителя бетонов и пр.), но и после их обогащения (пески) - в стекольном производстве. Ближайшим месторождением строительных песков является Холмогорское. Кроме того, известны строительные материалы месторождений Центрального, Северного, Чекусамальского, Етынуровского, Заозерного. Одним из последних открытых является месторождение кирпично-керамзитовых глин (три участка № 10, 13, 14) и керамзитовых глин - Барсовское.

По всем выявленным участкам произведена промышленная оценка и определен объем содержащихся в них строительных материалов. Расчеты показывают, что запасы колеблются от 632-650 тыс. м3 до 3-6 млн. м3, что позволяет рассматривать их как долговременный источник снабжения строящихся объектов соответствующими материалами.

Одним из источников водоснабжения буровых и нефтепромысловых объектов являются естественные гидрографические элементы: реки, ручьи и озера. Для питьевых нужд из-за высокой степени загрязненности и необходимости проведения дорогостоящих мероприятий по их очистке они малопригодны. По этим же причинам не используются воды четвертичных отложений. Наиболее пригодны для хозяйственно-питьевого водоснабжения гидрогеологические горизонты туртасской, новомихайловской и атлымской свит олигоцена. При этом водоносный горизонт двух последних свит является наиболее водообильным, поскольку имеет широкое распространение по площади и толщину порядка 50 м. Интенсивность притока из него достигает 100-210 м3/сут при понижениях уровня на 7-15 м. Воды по составу пресные и отвечают требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая». Для системы ППД на месторождении с 1984 г. в продуктивные пласты производится закачка апт-альб-сеноманских вод, поскольку их гидрогеологическая характеристика сопоставима с водами продуктивных пластов, что фактически исключает дополнительные затраты на их подготовку. Вязкость этих вод равна 0.55-0.74 мПа*с, плотность 0.967-0.996 г/см3. Их вытесняющая характеристика также выше, чем у пресных вод, поскольку наряду с совместимостью, по всей видимости, отсутствует эффект разбухания монтмориллонитовой составляющей осадка, который может наблюдаться при контакте с пресными водами. Доотмыв достигает 2-3%. Дебиты водозаборных скважин достигают 2000-2500 м3/сут.

.2 Характеристика продуктивных пластов

Разбуривание месторождения сопровождалось отбором керна, который использовался в последующем для изучения вещественного состава пород, а также для определения ФЕС и физико-гидродинамических характеристик коллекторов.

К моменту выхода первой работы по подсчету запасов нефти отбор керна произведен в поисково-разведочных скважинах. Эксплуатационные скважины еще не бурились. При этом на пористость было проанализировано 1589 образцов из 20 скважин, проницаемость - 749 и остаточную водонасыщенность - 743. На дату пересчета запасов к 1991 г. керн отобран в 111 скважинах, из них 40 скважин - Главтюменьгеологией и 71 скважина - Главтюменьнефтегазом, в том числе 12 разведочных и 59 добывающих. По наиболее представительному керну из 57 скважин определены коллекторские свойства пластов. Пористость исследована по 4539 образцам, проницаемость - по 2951 и Ков - по 2123.

На дату составления «Уточненного проекта разработки Южно-Ягунского месторождения» (2010 г) количество скважин с отбором керна составляло 191, за счет отбора его не только в категории разведочных, но и в эксплуатационных. На всех этапах буровых работ с отбором керна его вынос был достаточно высок. Всего с отбором керна в поисково-разведочных скважинах пройдено 6879.9 м горных пород, керна поднято 4438.0 м или 64.1% от проходки, в группе эксплуатационных, проходка с керном составила 4862.5 м, вынос керна - 2910.1 м или 59.8%. После Уточненного проекта разработки было пробурено 2 поисково-разведочных (300Р в 2005 г., 301П в 2006 г.) и 36 эксплуатационных скважин.

Во вновь пробуренных разведочных скважинах отобран керн, дополнительно исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти по определению содержания микрокомпонентов. Пористость исследована по 8239 образцам, проницаемость - 6624 и Ков - 5009.

.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов. В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и гетеро-атомных (преимущественно серо- кислород и азотосодержащих ) органических соединений .

В физическом отношении нефть, коллоидно - дисперсная сложно-организованная система. Плотность нефти колеблется в пределах 0,73 - 1,04. Начало кипения от 20 С до 100 С и выше : температура застывания от +23С до -60С, вязкость при Т=50 С равна 0,012 - 0,55 см/сек.

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает до 69,6%, нафтеновых - 27,9 % ,ароматических - 16,6 %.Нефть хорошо растворима в органических растворителя. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В среднем в нефти содержится около 84 - 85 % углерода и 13 - 14 % водорода.

В качестве примесей в нефти находится соединения содержащие кислород серу и азот, асфальтовые и смолистые вещества, а также парафин.

Парафин - смесь твердых углеводородов, его плотность колеблется в пределах 0,865 - 0,940 .Температура плавления 35 - 65С. Парафины при температуре выше 40С, неограниченно растворимы в воде, при охлаждении нефти и нефтепродуктов ниже этой температуры парафины переходят в мелкокристаллическое состояние. Парафины присутствуют во всей нефти, чаще всего в небольших количествах ( до 5 % ), однако встречаются нефти, содержащие до 20 % парафинов. Как правило, наиболее высокое содержание парафинов характерно для нефти из мезозойских отложений, залегающих на глубине более 2000 метров.

По технологической классификации нефти, содержащие менее 1,5% парафинов, относятся к малопарафинистым; от 1,5 % до 6 % - к парафинистым, а более 6 % к высокопарафинистым.

Асфальты - класс природных битумов, растворимых в растворителях типа хлороформа, занимающие промежуточное место между мальтами и асфальтитами. Диагностический параметр - содержание масел в групповом составе по схеме Маркуссона - Саханова - Успенского 25 - 40 % , по классификации Успенского (1964 год ) : 25 - 50 % по зарубежным классификациям, в которых асфальты не выделяются в отдельный класс, а регистрируются как тяжелые нефти.

В зависимости от количественных соотношении между маслами, смолами и асфальтенами консистенция асфальтов варьирует до твердой низкоплавкой (Тразмяг меньше 100С ); плотность 1,0 -1,1 . Асфальты с высоким содержанием серы иногда называют тиоасфальтами.

Класс асфальтов встречается в разных линиях битумогинеза, как нафтидного так и нафтоидного ряда. В зависимости от степени окисленности (в аэробных или анаэробных условиях ) и от степени осередненности элементный состав асфальтов варьирует в достаточно широких пределах.

Смолы - фракция асфальтово - смолистых веществ нефти или битумоида, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы аналитически подразделяются на подгруппы бензольных и спиртобензольных. Бензольные смолы - сравнительно нейтральные, имеют консистенцию от полужидкой до твердой, цвет от оранжево - красного до коричневого. Спиртобензольные смолы - твердые, часто хрупкие вещества , от темно - коричневого до коричнево - черного цвета .Отношение бензольных смол к спиртобензольным в нефти, как правило выше чем в битумоидах .

Нефть горизонта БС10 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами.Она содержит парафины, смолы ( в большем количестве), серные соединения (в меньшем количестве ).Растворенный газ содержит: метана - до 92 %, этана - до 4 - 5 %, пропана - 6,7 %, бутана - до 7 %, гелия менее 0,35 %. Газ ступенчатой сепарации содержит метана - 81,3 %, этана - 61,4 %, пропана - 6,7 %, бутана - 3 % .

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа преобладанием метановых компонентов - 57,9 %, ароматических - 17,5 %, нафтеновых - 24,7 %. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 772 кг/куб.м, вязкость 1,57мПа с .Объемный коэффициент равен 1,200, давление насыщения составляет 10,2МПа , а газосодержание 62,5 куб.м /т.

Расстворенный газ содержит: метана -до 92% , этана -4-5% , пропана -до 9%, бутана -до 7 %, гелия -менее 0,035%.

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов -57,9 %, нафтеновых -24,7 %, ароматических - 17,5. Нефть парафинистая (2,5%), сернистая(1%), смолистая (8,3%). Отмечается закономерное изменение свойств нефти к контуру нефтеносности, а именно - увеличивается плотность, вязкость, содержание смол.

Нефть горизонта БС11освещена по результатам изучения 4 поверхностных проб, отобранных из скв. 6, 15,25,28.Нефть в стандартных условиях имеет плотность 887кг/куб.м . По углеводородному составу относится к смешанному типу .В составе преобладают метановые компоненты (52,1%), нафтеновые(33,8%), ароматические (14,1%). Нефть парафинистая (2,4%), сернистая (1,2%).

Состав растворенного газа: метан -86%, этан -4%, пропан-7%, бутан -5%, гелий- 0,035%.

Нефть горизонта Ю1 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами. Нефть парафиновая (2,6 %), сернистая (0,9 %), смолистая (0,9 % ).Газ, растворенный в нефти - метанового состава, содержание метана достигает 93 % ( устьевые пробы ) и 79 % ( при ступенчатой сепарации ). Содержание этана - 16 % и 9 %; пропана - 20 % и 13 %; бутана 7 % и 4 % соответственно; гелия и среднем до 0,05 % .

По углеродному составу нефть горизонта ЮС1 относится к смешанному типу, содержание компонентов приблизительно в равных соотношениях с небольшим преобладанием метановых до 59 % , ароматических до 21,4 % нафтеновых до 34,8 % .

Нефть горизонта Ю2 представлена поверхностными пробами. Нефть парафиновая ( 2,9 % ), сернистая (1,6 % ),смолистая (7,5 % ). Газ , отобранный на устье метанового состава ( до 88 % ) ;содержание этана достигает 8% , бутана - 3% , пропана - 8 % , гелия в среднем - 0,05 % .

Запасы нефти .

Запасы нефти были подсчитаны « ГлавТюменьгеологией» в 1986 году. По материалам бурения разведочных скважин и утверждены ГКЗ ( протокол N 10097 от 18. 12. 1986 г. ) в размере :

по категории С1 балансовые 479,52 млн. т, извлекаемые 202,2 млн. т;

по категории С2 балансовые 132,16млн. т, извлекаемые 53,9 млн.т.

2. Разработка Южно-Ягунского месторождения

Разработка Южно-Ягунского месторождения начата с 1987 г. С начала разработки было добыто 71104.5 тыс. т нефти и 96281.7 тыс. т жидкости.

В 2001 году добыча жидкости составила 15945.1 тыс. т, нефти 9749.5 тыс. т.

Обводненность продукции достигла 38.9%. Средний дебит жидкости действующих скважин составил 31.9 т./сут, нефти-19.5 тыс. т.

Месторождение вступило во второй этап разработки, который характеризуется относительной стабилизацией годовых отборов жидкости и нефти.

Закачка воды на месторождении ведется с начала разработки. По состоянию на 1.01.2012 года было закачено 122316 тыс. м3 , в течении 2011 года 19366 тыс. м3, при этом текущая компенсация жидкости закачкой составили 105%, с начала разработки 106%.

Практически всю динамику добычи жидкости и нефти по месторождению определяет объект БС102-3. За 2011 г. добыча жидкости по объекту БС102-3 составила 15253.1 тыс. т или 95.6% по отношению к месторождению, нефти-9236.5 тыс. т или 94.7%.

Добыча жидкости по второстепенным объектам (БС11-12+ЮС1-2) за 2011 г. составила 692 тыс. т или 4.3% по отношению к месторождению, нефти- 513.4 тыс. т или 5.2%.Таким образом, особенностями динамики добычи нефти по месторождению являются:

-          вступление ее во вторую стадию процесса разработки;

-        полная зависимость от динамики добычи нефти из объекта БС102-3.

В настоящее время наиболее важным является определить продолжительность второй стадии и момент ее перехода к третьей. Из фактически сложившегося порядка ввода месторождения в разработку, объема реализуемых мероприятий ГТМ и мощностей по добыче нефти, дальнейшая динамика добычи нефти определится состоянием разработки и мероприятиями ГТМ по ЦДНГ-6,7 в объекте БС102. Ограничение здесь объемов бурения может привести к быстрому падению уровней добычи нефти по ЦДНГ-6,7 и месторождению в целом.

2.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3

Разработка объекта БС102-3 Тевлино-Русскинского месторождения начата с 1987 года.Объект БС102-3 находится в стадии стабилизации добычи нефти (стадия 2 по М.М. Ивановой).

По состоянию на 1.01.2002 г. с начала разработки было закачано 114810 тыс. м3 , в 2001 году закачка воды составила 18762 тыс. м3. При этом текущая компенсация отборов жидкости закачкой в 2000 году составила 103.2%, с начала разработки 103.1%. На рисунках приведена динамика основных показателей разработки по объекту БС102-3 и ЦДНГ 4,5,6,7. Как видно из рисунков, начиная с 1997 года по объекту БС102-3 в целом, резко возрастают годовые отборы жидкости и нефти. Такая динамика обусловлена за счет динамики ЦДНГ 6,7. Годовые отборы жидкости по ЦДНГ 6,7 в 2001 году составили 68.7% по отношению к объекту БС102-3 в целом, нефти - 75.1%.

С 1998года динамика добычи нефти ЦДНГ - 4,5 вступила в стадию падающей добычи нефти (стадия 3 по М.М. Ивановой).

.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности

Технологической схемой разработки (протокол ЦКР СССР № 1272 от 30.11.87 г.) проектировалось ввести в разработку 19 залежей или 692330 тыс. т балансовых запасов, в т. ч. 580289 тыс. т категории С1 и 111501 тыс. т категории С2 (табл. 4).

Таблица 4

Проектные объекты утвержденной Технологической схемы разработки

на 1.01.2012 г. (протокол ЦКР СССР № 1272 от 30.11.87 г.)

Разрабатываемые

Неразрабатываемые

Пласт, Залежь

Запасы из баланса РГФ на 1.01.2011 г., тыс. т

Пласт, залежь

Запасы из баланса РГФ на 1.01.2011 г., тыс. т


В+С1

С2

В+С1+С2


В+С1

С2

В+С1+С2

1. БС102-3

369893

19329

389222

1. БС100

4703

10978

15681

2. БС111

46002

-

46002

2. БС100

9345

9959

19404

3. БС112

37034

-

37034

3. БС111

-

13441

13441

4. БС12

11235

-

11235

4. БС111

1334

-

1334

5. ЮС11

61083

-

61083

5. ЮС11

707

3695

4402

6. ЮС11

9474

-

9474

6. ЮС11

1225

11039

12264

7. ЮС12

2221

4191

6412

7. ЮС11

6880

-

6880





8. ЮС11

4205

13266

17471





9. ЮС11

4959

19924

24883





10. ЮС12

-

470

470





11. БС17

5877

-

5877





12. БС18-19

4652

5209

9861

Итого по разрабатываемым

536942

23520

560462

Итого по неразрабатываемым

43887

87981

131868

 

Итого по разрабатываемым и неразрабатываемым

В+С1 580829 тыс. т


С2 111501 тыс. т


В+С1+С2 692330 тыс. т


По состоянию на 1.01.2012 г. из 19 проектных залежей в разработке насчитывается 7. Балансовые запасы введенных в разработку залежей категорий В+С1, которые проектировалось ввести в разработку.

Разбуренность основного проектного фонда скважин введенных в разработку проектных объектов по состоянию на 1.01.2012 г. выглядит следующим образом (табл. 5).

Таблица 5

Разбуренность основного проектного фонда скважин, введенных в разработку проектных объектов по состоянию на 1.01.2012 г.

Объект

Проектный фонд доб. + наг.(С1+С2)

Пробуренный фонд



доб. + наг.

%, от проекта

БС102-3

2024

1718

84.9%

БС11-12

409

126

30.8%

ЮС11-2

689

140

20.3%

Всего

3122

1984

63.5%


Из числа 2024 проектных скважин продуктивного комплекса БС102-3 пробурено 1718 или 84.9% по отношению к проекту. На объект БС11-12 пробурено 126 (30.8%) скважин из 409 проектных. На объект ЮС11-2 пробурено 140 (20.3%) из 689 проектных. Всего по введенным в разработку проектным объектам пробурено 1984 скважины (63.5%) из 3122.

Всего же по месторождению, вместе с прочими объектами, на 1.01.2012 г. пробурено 2010 скважин основного фонда из 3991 проектных, согласно Техсхеме, или 50.4%. Проектными решениями к этому времени предусматривалось пробурить 3788 скважин основного фонда или 95%.

. Способы эксплуатации скважин

Эксплуатация нефтяных скважин производится тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом, бескомпрессионным и компрессионным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами, центробежными и винтовыми насосами. В СНГ более 70 % нефтяных месторождений эксплуатируется штанговыми насосами, менее 20 % - бесштанговыми т.е. гидропоршневыми насосами, причем в настоящее время только ЭЦН и около 10 % фонтанным и газлифтным способами.

3.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом

По качеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, c помощью которого добывается большой процент нефти и практически весь газ газовых месторождений. В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к.п.д. В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины. Теперь ставят фонтанные трубы.

Для контроля режима работы скважины стали применять манометр установленный на буфере. Для замера выкидной линии возникла необходимость перекрытия скважины запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы начали применять фонтанную арматуру(рис. 3.1).

Рис. 3.1 Фонтанная арматура

3.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин

Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен работе фонтанного. Однако для функционирования газлифта, в подъемник необходимо подавать извне сжатый газ-энергоноситель. Когда газ компрессируют, газлифт называют компрессорным. Существует и так называемый бескомпрессорный газлифт, когда используют газ из высоконапорных газовых пластов и поэтому отпадает необходимость в компрессорной станции. Бескомпрессорный газлифт редкий способ. Число скважин эксплуатируемых этим способом 1-2 % от скважин с компрессорным газлифтом.

месторождение пласт скважина разработка

В СНГ газлифтным способом эксплуатируется 5 % скважин, что объясняется двумя главными причинами: Большой стоимостью и трудностью сооружения компрессорных станций с коммуникациями и дополнительным оснащением и низким к.п.д. способа (при компрессорном газлифте), а следовательно большой его энергоемкостью. Для газлифтной эксплуатации применяются поршневые компрессоры с газовыми двигателями. В последнее время используют центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом. Преимущества газлифтной эксплуатации следующие: межремонтный период работы внутрискважинного оборудования при газлифтной эксплуатации в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко уменьшить объемы самых тяжелых работ по текущему ремонту скважин. Газлифтный способ эксплуатации экономически выгоден на месторождениях с малодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией и низкой обводненностью.

3.3 Эксплуатация ШСНУ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся.


Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15% добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет и дальше развиваться.

Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С

в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

К наземному оборудованию относятся:

а) привод (станок - качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

Основные типы используемых станков-качалок(СК):

СКД 8-3-4000, СКД 8-3,5-5600, СКД 6-2,5-2800, СКД 12-3-5600 и т.д.;

ПНШ 80-3-40.

Последний тип является СК румынского производства и отличается большей надежностью.

Устьевая арматура производства Октябрьского завода нефтепромыслового оборудования (ОЗНПО).

Насосы применяются следующих типов:

невставные- НН2Б-44, НН2Б-57;

вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.

. Невставные насосы

а. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.

б. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору , последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.

. Вставные насосы

Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий вскважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

В большинстве скважин в цеху с установками ШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер - цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно- направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.

Основное распространение в цеху получил вставной насос с неподвижным цилиндром и замком внизу.

Преимущества

1.      удобен при эксплуатации глубоких скважин, т.к. при использовании такого насоса гидростатическое давление жидкости в НКТ воздействует на внешнюю сторону цилиндра.

2.      рекомендуется устанавливать в скважинах с низким статическим уровнем, поскольку лифтовую колонну можно опускать в скважину, имея ниже замковой опоры только перфорированный патрубок или шламоотделитель, что позволяет разместить всасывающий клапан на расстоянии менее 61см от забоя.

.        имеет отличные характеристики при работе в скважинах с большим содержанием газа, когда он установлен вместе с хорошим газосепаратором или газовым якорем. Небольшое расстояние, которое жидкости необходимо пройти, чтобы попасть в насос, значительно уменьшает тенденцию пенообразования и падения производительности насоса.

Недостатки

1.      не следует спускать в скважину с большим содержанием песка, т.к. он может осесть и спрессоваться в пространстве между лифтовой колонной и насосом, в результате чего насос может застрять в НКТ.

2.      имеет недостатки при работе в скважинах с периодическим режимом эксплуатации.

Подбор ШГН по производительности и глубине спуска.

Подбор ШГН определяется:

выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;

выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;

прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;

допускаемое приведенное напряжение в штангах[sпр доп; МПа] определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения sпр доп находятся в пределах 60-170 МПа.

фактического приведенного напряжения в штангах[sпр ; МПа] определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении:

типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования ШГН производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШГН рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин-1.

При выборе режима откачки ШГН предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШГН погружение под динамический уровень ( h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50%- 350м ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=2,5 МПа), для скважин с обводненностью до 50% - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа).

Рекомендуемые значения по глубине спуска ШГН и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 6.

Таблица 6

Тип ШГН

Область применения м3/сутки

Глубина спуска, метр

Штанговая колонна




19 мм %

22 мм %

НСВ-29

менее 8

1500-1550-1600

70

30

НСВ-32

5-12

1400-1450-1500

70

30

НСВ-38

8-17

1300-1350-1400

65

35

НСВ(Н)-44

10-25

1200-1250-1300

60

40

НСН-57

свыше 20

950-1000-1050

45

55



1100-1150-1200

¾

25-45 % 22-55 %

Подбор интервала размещения.

Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы УШГН. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШГН не должен превышать 40°, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов.

Оптимальным является размещение ШГН в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса. В таблице приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШГН в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.

При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12° искривление ствола скважины не должно превышать 30 мин на 10 метров. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, т.к. из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах ( выше 12°), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.

Рекомендуемое дополнительное оборудование комплектации УШГН.

“тяжелый низ”

Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие - в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги большего диаметра.

Исходя из необходимой массы утяжеленного низа 80 кг - для диаметра 44мм, 160 кг - для диаметра 57мм, рекомендуется устанавливать над насосом:

для НСН(В)-44, - 13 штанг диаметром 22мм, или 6 штанг диаметром 25мм.

для НСН-57 - 26 штанг диаметром 22мм, или 12 штанг диаметром 25мм.

При этом количество штанг в верхней части подвески насоса остается неизменным.

скребки-центраторы:

используются для механической очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО, предотвращают истирание штанг.

применяются в интервалах интенсивного искривления ствола скважин, с обводненностью продукции не выше 70%.

для предупреждения истирания НКТ возможно использовать скребки- центраторы изготовленные из полиамида с графитовым напылителем.

применение хвостовиков.

хвостовики ниже приема насоса устанавливаются для уменьшения относительной скорости движения фаз ГЖС в стволе скважины, что приводит к снижению застойных зон пластовой воды и раствора глушения ниже приема насоса. Этот процесс приводит к снижению плотности жидкости ниже приема насоса и забойного давления.

длина хвостовика устанавливается из условия: глубина спуска насоса с хвостовиком должна превышать половину глубины ЭК и обеспечивать глушение скважины не более чем в 2 цикла, для хвостовиков применяются НКТ диаметром 60мм.

3.4 Основные проблемы при эксплуатации ШГН

. Коррозия.

Коррозия, распространенная в большом количестве скважин, разрушает забойное оборудование. Применение ингибиторов неэффективно, поэтому для сдерживания коррозии необходимо уделить большое внимание материалам, из которых изготавливаются насосы.

. Гидравлический удар.

Если насос не заполняется полностью жидкостью во время хода плунжера вверх, в верхней части камеры между всасывающим и нагнетательным клапаном образуется газовая шапка низкого давления. При следующем ходе плунжера вниз нагнетательный клапан остается закрытым до тех пор, пока не столкнется с жидкостью. Это явление называется гидравлическим ударом, который приводит к сильной ударной нагрузке на всю насосную установку.

Гидравлический удар может иметь место в следующих двух случаях:

а) “быстрая откачка” происходит в том случае, когда напор жидкости в ЭК выше насоса меньше минимального напора, необходимого для наполнения насоса и пласт не дает достаточного количества жидкости. Наличие определяется путем остановки насоса и его пуска через несколько минут. Если после запуска наполнение насоса хорошее, а через короткий промежуток времени происходит гидравлический удар, это свидетельствует о быстрой откачке.

б) ограниченный прием имеет место там, где требуется дополнительное давление для наполнения насоса, работающего с расчетной производительностью, что указывает на ограниченное всасывание. В данном случае напор жидкости в ЭК выше насоса выше обычного. Наличие определяется путем остановки насоса и его пуска через несколько минут. Если гидравлический удар имеет место сразу после перезапуска насоса, это указывает на ограниченный прием.

Повреждения оборудования, вызванные гидравлическим ударом:

а. Устьевое оборудование:

усталостное разрушение каркаса станка-качалки

-         усталостное разрушение подшипников и зубьев зубчатых колес

-        усталостное разрушение основания СК

б. Скважинное оборудование:

-         усталостное разрушение колонны штанг.( Гидравлический удар особенно пагубно влияет на нижнюю часть штанговой колонны)

-        внутри насоса наибольшие повреждения претерпевают нагнетательный клапан и его клетка. Также может произойти разрыв штока клапана, цилиндра, и поломка всасывающего клапана.

         гидравлический удар ускоряет износ резьбовых соединений НКТ, в результате чего происходит утечка жидкости. Этот процесс часто приводит к обрыву лифтовой колонны.

Эффективный способ решения данной проблемы состоит в проектировании насосной системы и регулировке подачи насоса таким образом, что при рабочем КПД насоса, равном 80%, он будет поднимать требуемое количество жидкости из пласта. Гидравлический удар, который имеет место в первые 20% хода плунжера вниз, менее опасен, чем удар, который происходит, когда плунжер находится в средней стадии хода вниз, т.к. в последнем случае скорость плунжера наибольшая. Когда производительность насоса значительно превосходит нефтеотдачу скважины, необходимо изменить частоту откачки насоса, длину хода плунжера или его диаметр, чтобы максимально приблизиться к образцу проектирования.

Гидравлический удар можно уменьшить, если настроить время откачки в соответствии с нефтеотдачей скважины с помощью процентного таймера, установленного в органы управления электродвигателем.

. Газовый удар

Газовый удар подобен гидравлическому удару, но отличается тем, что:

явление откачки не существует

явление ограниченного приема имеет или не имеет место.

Газовый удар возникает в следующих случаях:

а) свободный газ проходит через газосепаратор установки и попадает на прием насоса. Такое явление обычно приводит к неритмичным газовым ударам на различных стадиях хода плунжера вниз.

б) газ после прохода через газосепаратор отделяется от жидкости во время наполнения насоса при ходе плунжера вверх. Это явление приводит к газовому удару при последующем ходе плунжера вниз.

г) если газ при попадании в насос находится под достаточно высоким давлением благодаря высокому уровню жидкости в затрубном пространстве, последующий газовый удар будет смягчен и менее вреден, чем гидравлический удар. Когда закрытый нагнетательный клапан движется вниз к жидкости в камере насоса, сжатый газ обеспечивает пневматическую подушку, которая смягчает столкновение. С уменьшением давления газа, попадающего в насос, увеличивается вредность газового удара.

Если газовый удар вызван свободным газом, попадающим в насос через сепаратор, в этом случае требуется установка лучшего сепаратора. Если же газовый удар вызван отделением газа от жидкости во время наполнения насоса, все ограничения, препятствующие наполнению насоса, должны быть открыты.

. Газовая пробка

Образуется в том случае, когда камера насоса наполняется газом, а плунжер при ходе вниз не сжимает газ настолько, чтобы открылся нагнетательный клапан. Оба клапана остаются закрытыми в течение одного или нескольких полных циклов хода плунжера насоса.

Эффективный способ решения данной проблемы заключается в сокращении расстояния между нагнетательным и всасывающим клапаном в тот момент, когда плунжер находится в самом нижнем положении, увеличивая степень сжатия газа в насосе, в результате уменьшается вероятность образования газовой пробки.

. Песок

Когда в скважину вместе с поступающей из пласта жидкостью попадает песок, это приводит к различного рода проблемам, для разрешения которых необходимо обратить внимание на конструкцию всего забойного оборудования.

. Окалина

Окалина обычно образуется в тех скважинах, где имеют место явление турбулентности жидкости или перепады давления. Перфорационные отверстия могут забиться окалиной, в результате чего уменьшается продуктивность пласта и происходит быстрая откачка уровня забойной жидкости насосом. Забиться окалиной могут и проходы в газосепараторе, что приводит к состоянию “голодный насос”. Засориться окалиной могут все клапаны, проходы и детали внутри насоса, что выводит его из строя. Осаждение окалины на стенках цилиндра насоса может привести к заклиниванию плунжера.

Обычно эта проблема наилучшим образом разрешается с помощью химической обработки, которая предотвращает, сокращает образование осадка или растворяет его.

3.5 Меры по охране окружающей среды

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов НГДУ “Октябрьскнефть” предусматривается: полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии; установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях; покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах через искусственные и естественные преграды; использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков; сброс загрязненных нефтью ливневых стоков с групповых замерных установок в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах; полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластового давления; внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

3.5 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

 

По состоянию на декабрь 2012 г. в ЦДНГ-6 (Т) находятся в эксплуатации 170 скважин, оборудованных установками ЭЦН. Сравнивая аналогичные показатели за декабрь 2011 г., можно отметить факт прироста количества таких скважин. В частности, в 2011г. их было 160. Это объясняется дренированием продуктивных пластов и увеличением обводненности скважинной продукции. Учитывая, что общее количество скважин исчерпывается 331, то на долю ЭЦН приходится около 50 процентов, в то же время скважины, оборудованные ЭЦН, дают около 90 процентов добываемой цехом нефти. Установками ЭЦН в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины с дебитом от 18 до 200 м 3 /сут и обводненностью от 1 до 99 процентов. Применяются насосы либо отечественные (ЭЦН 5-25, ЭЦН5-50,ЭЦН 5-80, ЭЦН 5-125 и т.д.), либо американские типа TD или FS.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки ЭЦН;

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначен для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) эстакада, предназначенная для укладки токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.

Основное оборудование графически представлено на рис.1

В качестве устьевой арматуры часто используется арматура АФК 17-65-140 ( ГОСТ 13846-84 ).

НКТ диаметром 73 мм марки «Д» и «К» ( ГОСТ 633-80 )

В условиях высоких пластовых температур при спуске насосов на большие глубины рекомендуется применение двигателей повышенной температуростойкости ( ПЭД БВ5, ПЭД ДВ5 ).

Рисунок 6 - Установка погружного центробежного насоса:

- гидрозащита; 2 - ПЦН; 3 - кабельная линия; 4 - насосно-копрессорные трубы; 5 - обсадная колонна; 6 - оборудование устьевое; 7 - станция управления (или комплектное устройство); 8 - трансформатор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор.

3.6 Особенности эксплуатации

Определяются рядом факторов, присущих в общем месторождениям Западной Сибири, конкретно Тевлинско-Русскинскому месторождению и участку разрабатываемому ЦДНГ-6.

К числу таких факторов следует отнести:

наличие участков интенсивного искривления ствола скважины

вынос механических примесей

интенсивное отложение парафинов ,и как следствие

высокая температура закачиваемой воды

постоянная интенсификация добычи нефти

интенсивное обводнение многих скважин

низкая температура окружающей среды

-        малая минерализация пластовых вод

-        высокий газовый фактор.

Для Тевлинско-Русскинского месторождения характерно, что набор зенитного угла происходит при бурении под кондуктор. Это делается для того, чтобы в два долбления пробурить кондуктор и спустить обсадную колонну диаметром 245мм во избежание образования желобных выработок; с другой стороны создает серьезные осложнения при их эксплуатации и является причиной многих неисправностей работы ЭЦН: механических повреждений электрического кабеля и остаточных деформаций в рабочих узлах насосного агрегата при спуско-подъемных операциях, а также поломки механической части УЭЦН. Кроме того, определенная часть фонда скважин пострадала в результате таких причин, как полет ЭЦН, либо его прихват.

Наклонно- направленный профиль вынуждает определять глубину спуска насоса с учетом пространственных параметров ствола скважин, в частности определять допустимую кривизну ствола скважины в интервале подвески УЭЦН. При этом возможность размещения установки в скважине проверяется шаблоном.

Соответственно, существуют два варианта размещения УЭЦН:

размещение УЭЦН без изгиба;

размещение УЭЦН с изгибом.

Максимальное значение темпа набора кривизны скважины при котором установка размещается без изгиба определяется по формуле

a=275160·(D-D1 )/L2 (1)

где a - максимальное значение темпа набора кривизны - минут на 10 метров длины ствола скважины диаметром D, при котором установка длиной L и диаметром D1 размещается в рассчитанном интервале без изгиба.

Если в расчетном интервале подвески УЭЦН нет участка ствола обсадной колонны, кривизна которого отвечает условию (1), то допустимое значение темпа набора кривизны (минут на 10м) определяют по формуле:

a=275160·(D-D1 +K)/L2 (2)

где К - допустимая стрела прогиба вала насоса, м

К= [m]·lвн (3)

где lвн - длина вала насоса, м

[m] - допустимый коэффициент деформации вала насоса;

             a·L2 D - D1

[m]= ¾¾¾¾¾ - ¾¾¾¾ (4)

            275160· lвн lвн

Используя формулу (4), рассчитывается среднее значение допустимого коэффициента деформации вала насоса для каждого типа УЭЦН, эксплуатируемых на данном нефтяном месторождении.

Расчет ведется в следующей последовательности:

1.      Выбирается массив скважин, в которых установки работают в интервале подвески с изгибом, при этом их наработки не менее принятой предприятием величины.

2.      По формуле (4) определяют значение m для каждой установки.

.        Далее определяют среднее значение коэффициента деформации вала насоса в зависимости от его диаметра (17, 20, 22, 25мм).

Эти значения принимаются как минимальные допустимые коэффициенты деформации вала насоса [m] Рекомендуемые значения [m] находятся в интервале 0 - 0,002.

4.      Возможность работы УЭЦН в интервале ствола обсадной колонны с изгибом следует определять из условия:

m£ [m] (5)

где m - расчетный коэффициент деформации.

По формулам (4) и (5) следует произвести проверочный расчет возможности размещения УЭЦН в интервале обсадной колонны с темпом набора кривизны a с деформацией корпуса.

5.      Эксплуатация УЭЦН в скважине в интервале подвески с изгибом допускается как исключение и решение о целесообразности такой эксплуатации должно приниматься руководством ЦДНГ по каждой скважине.

Высокая температура закачиваемых вод в совокупности с высоким газовым фактором может привести к перегреву ПЭД, вследствие снижения динамического уровня, и срыву подачи. Срыв подачи - одна из распространенных неисправностей ЭЦН в ЦДНГ-6, поэтому одной из основных обязанностей оператора является периодическое стравливание газа из затрубного пространства. Перепускной клапан установленной на устьевой арматуре способствует стравливанию газа в коллектор скважины, тем самым понижению затрубного давления (на устье скважины).В зимнее время на работу УЭЦН влияет низкая температура воздуха. Вследствие этого, в перепускном клапане устьевой арматуры выпадает конденсат из продукции скважины и при отрицательной температуре воздуха замерзает, клапан теряет способность стравливать газ из затрубного пространства в коллектор. В дальнейшем давление в затрубном пространстве начинает расти, сравнивается с линейным или превышает значение. При этом происходит оттеснение динамического уровня скважины, как следствие уменьшается давление на приеме насоса, происходит более интенсивное выделение газа из перекачиваемой жидкости и количество жидкости, прокачиваемое через насос, снижается. Динамический уровень находится на отметке ниже напорной характеристики насоса или на отметке превышающей глубину спуска насоса (на приеме насоса).

Невысокая надежность используемых УЭЦН связана также с присутствием мех примесей мелких фракций, не улавливаемых приемной сеткой и снижающих теплоемкость и теплопроводность откачиваемой продукции, отводящей тепло от двигателя, а также вызывающих повышенный абразивный износ.

Низкая температура в совокупности с невысокой минерализацией (r£1,01г/см3) является причиной замерзания выкидных линий скважин, АГЗУ. Устранение гидратных пробок связано с повышенным риском травматизма.

Отложения парафинов - наиболее распространенное осложнение при работе ЭЦН. Причем в условиях интенсификации откачки жидкости, низкой температуре окружающей среды приобретает все более тяжелый характер.

Данная проблема присуща необводнившимся скважинам.

Недельная неочиска НКТ необводнившихся скважин от парафина способна привести к значительному снижению подачи ЭЦН или к срыву подачи и последующей неисправности насоса и ПЭД. Поэтому такие скважины не реже чем раз в пять дней подвергают механической обработке при помощи скребков. За 2002 год произведено 6335 спуск/подъем скребка на скважинах ЭЦН. Зона парафинообразования обуславливает спуск скребков на глубину 600-900м.В том случае, если внутренняя поверхность НКТ сильно запарафинилась и спуск скребка затруднен, то ЭЦН останавливается.

Подъем осуществляется только при работающем ЭЦН.

Если спуск скребка невозможен, то вызывается бригада ПРС и проводится обработка горячей нефтью (ГНО). В этом случае в затрубное пространство закачивается горячая нефть, которая через стенки НКТ расплавляет парафиновые отложения, выносящиеся восходящим потоком нефти.

Еще одним видом осложнений в эксплуатации ЭЦН является интенсивное обводнение продукции многих скважин (например, скв. 7429 к. 147 обводнилась с 47% в ноябре 2000г. до 82% в декабре 2001г., при этом дебит по жидкости упал со 120 м 3 /сут до 71 м 3 /сут). В этом случае возросшие на насос нагрузки компенсировались снижением дебита. Компенсация также может быть достигнута сменой насоса. Однако во многих скважинах рост обводненности приводит к увеличению дебита, в связи с необходимостью выполнения производственного плана по добыче нефти. Так, в скв. 6298

к. 147 увеличение обводненности с 84% до 91% сопровождалось увеличением дебита со 123 м 3 /сут до 141 м 3 /сут, таким образом это привело к дополнительной добыче воды в количестве 24 м 3 /сут. Данное обстоятельство безусловно сказывается на сроке работы насоса, который , к слову, в цеху не превышает 2-3 лет. Необходимо также отметить, что в интервале обводненностей от 30 до 40% водонефтяная эмульсия обладает наибольшей вязкостью, поэтому увеличение дебита исчерпывается возможностями насоса.

Невысокая надежность используемых УЭЦН связана также с присутствием мех примесей мелких фракций, не улавливаемых приемной сеткой и снижающих теплоемкость и теплопроводность откачиваемой продукции, отводящей тепло от двигателя, а также вызывающих повышенный абразивный износ.

3.7 Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН

Поиск резерва повышения наработки до отказа и снижения энергозатрат на добычу нефти привел к необходимости изучения и анализу существующих паспортных характеристик и показателей работы УЭЦН в границах рабочих областей подач. При этом, на практике наблюдается не совпадение рекламируемых заводами-изготовителями широких возможностей по паспортным характеристикам УЭЦН с фактическими данными. Особенно это не совпадение заметно при работе УЭЦН в левой половине рабочих областей.

Для решения этой задачи были выбраны следующие оценочные критерии:

-        средняя наработка до отказа (Тср) по интервалам подач, сут.;

-        границы рабочих областей подач паспортным характеристикам УЭЦН при КПД=(0,8-0,9) КПД max(энергетические границы). Значения КПД, как критерий, характеризует гидродинамическое совершенство УЭЦН и энергетические затраты на перекачку жидкости;

         границы фактических подач ЭЦН, определяемых по максимальным наработкам до отказа по интервалам подач.

К рассмотрению были взяты наиболее используемые в ТПП ЭЦН, имеющие достаточно большую информацию об их работе за 1999-2003 годы.

Разбивка информации велась по интервалам подач до 1 м 3 /сут, на которые приходилось от 8 и более отказов при подсчете Тср по интервалам. Такой объем данных на один интервал соответствует высокому коэффициенту доверительности a=0,85-0,9. На основании созданных выборок из банка данных по отказам ЭЦН и использования паспортных характеристик ЭЦН бели построены наработки зависимости средней до отказа по интервалам фактических подач.

Из графиков видно следующее:

-        все типоразмеры имеют одинаковые тенденции роста средних наработок по интервалам подач от левой к правой границам рабочих областей;

-        наименьшую наработку до отказа имеют все типоразмеры ЭЦН у левой и за левой границей рабочих областей;

         наиболее точно отражает надежность работы ЭЦН границы характеристики по максимальным значениям наработки, которые хорошо согласуются с границами характеристики по максимальному КПД. Оценивая эти характеристики с точки зрения наличия в рабочей облати ЭЦН максимальных КПД и Тср были выбраны границы рекомендуемой рабочей области подач;

         у всех УЭЦН значения левых границ паспортных (заводских) характеристик значительно занижены;

         работа УЭЦН за левой рекомендуемой границей характеризуется низкими наработками на отказ и подачами.

 
3.8 Рекомендуемый режим работы

. Результаты анализа показывают, что паспортные (заводские) границы рабочих областей подач не соответствуют реальным возможностям работы УЭЦН в скважинах ТПП. Значительно занижены значения левых границ относительно рекомендуемых.

2.      Использование в качестве критериев максимально возможных КПД паспортной характеристики при максимально возможной наработке позволяет наиболее точно определить границы рабочих областей подач по типоразмерам УЭЦН применительно к местным условиям их эксплуатации.

3.      По результатам анализа рекомендуется использовать следующие уточненные границы рабочих областей подач и Qн: ЭЦН5-25 (20-37), Qн =27; TD-280 (20-55), Qн =48; ЭЦН5-50 (38-83), Qн =64; ЭЦН5-80 (65-120), Qн =95; ЭЦН5-125 (105-164), Qн =130.

.        При подборе УЭЦН необходимо учитывать тот факт, что наиболее эффективно установки работают в правой половине рекомендуемых рабочих областей.

.        Запрещается эксплуатировать УЭЦН при его дебите ниже минимально-допустимого и выше максимальной производительности, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 4 МПа (400м над УЭЦН при плотности жидкости 1,00).

3.9 Вывод скважин на режим после освоения

Освоение скважин, оборудованных УЭЦН, после ПРС, КРС является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования.

УЭЦН в период освоения скважин работают в осложненных условиях, т.к. в скважинах находится жидкость глушения с высоким удельным весом, поэтому, даже при откачке жидкости из скважины на величину напора, пласт не полностью включается в работу.

Запуск установки производится при наличии 2-х исправных манометров на фонтанной арматуре - на буферной и затрубной задвижках.

Таблица 7


Рабочий ток К=1,1-1,5


1,1

1,2

1,3

1,4

Продолжительность работы в минутах

 60

 40

 30

 10

Продолжительность остановки на охлаждение ПЭД

 30

 30

 30

 30


Этот метод применяется при невозможности заменить продавочную жидкость на воду или нефть в случаях, когда ток ЭД продолжительное время не устанавливается в пределах номинального.

Если при первом запуске установка не разворачивается, разрешается произвести перефазировку, если установка запустилась, отработать 3-5 минут, произвести смену вращения. В случае неразворота УЭЦН на обоих вращениях на куст выезжает комиссия ЦДНГ.

При отсутствии подачи следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения, если и в этом случае подача отсутствует, производится опрессовка ЦА-320.

После появления подачи и определения правильности вращения УЭЦН начинается процесс освоения скважины. В процессе освоения предполагается, что приток жидкости из пласта минимальный, поэтому первоначально происходит откачка жидкости из затрубного пространства.

Через час для УЭЦН-25,30,50 после первоначального включения необходимо остановить для охлаждения ПЭД на 1,5 часа.

. Особенности вывода на режим УЭЦН-25,30.

Перед выводом на режим в обязательном порядке производится смена объема скважин (на глубину подвески НКТ) на нефть. В случае отсутствия притока из пласта работа УЭЦН-25,30 не должна превышать 3 часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2-х часов.

. Особенности вывода на режим УЭЦН-50.

После полуторачасовой остановки УЭЦН-50 запускается, и вслучае отсутствия притока жидкости из пласта (в затрубном пространстве отсутствует газ) его работа ограничивается 7 часами. После остановки УЭЦН-50 производится снятие КВУ. В случае, если приток из пласта 50% и более номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, в дальнейшем УЭЦН-50 выводят на режим, останавливая его по минимально допустимому дебиту или по минимально допустимому давлению на приеме.

В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы следующий: 3 часа работы, 2часа на охлаждение ПЭД и т.д., пока приток из пласта не достигнет 50% номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД. В случае работы УЭЦН-50 (в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока, необходимо в обязательном порядке произвести смену объема на скважине на нефть.

. По типоразмерам УЭЦН-80 и выше: после первоначального запуска остановка УЭЦН производится при минимально допустимом давлении на приеме или минимально допустимой подаче. После остановки УЭЦН производится снятие КВУ. В случае, когда приток из пласта составляет менее 50% номинального объема жидкости необходимой для охлаждения ПЭД, режим работы аналогичен УЭЦН-50.

4. ГДИС

.1 Гидродинамические, геохимические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

Одним из основных источников информации о продуктивном пласте, его фильтрационно-емкостных свойствах (ФЕС), происходящих в нем процессах являются гидродинамические исследования скважин (ГДИС).

Весь комплекс работ, называемый гидродинамическими исследованиями скважин, можно разделить на следующие этапы.

. Подготовительные работы на скважине и планирование промысловых исследований.

. Проведение исследований скважин с использованием различных технологий.

. Компьютерная интерпретация материалов исследований скважин:

-        подготовка первичных данных к обработке;

-        анализ кривых, диагностика и выбор интерпретационной модели;

4.2 Определение фильтрационных и геометрических параметров в соответствии с выбранной интерпретационной моделью

На первом этапе на скважине проводится ревизия системы замера дебита, исправности задвижек, герметичности арматуры, лубрикатора и сальниковой головки. Если исследуется добывающая скважина действующего фонда, то в ней необходимо провести работы по определению режима ее эксплуатации, заключающиеся в непрерывном измерении в течение 1-3 сут дебита, устьевых давлений и уровня жидкости в затрубном пространстве.

На основании анализа результатов проведенных работ по определению режима эксплуатации скважины и задач, которые необходимо решать с помощью данных исследований, выбираются метод исследований, технология проведения работ и измерительная техника. Метрологические характеристики глубинных измерительных приборов используемых для регистрации давления должны соответствовать поставленным задачам. Возможность длительного нахождения прибора в скважине и его высокая чувствительность особенно необходимы при исследованиях скважин вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

На втором этапе - этапе проведения исследований скважин разных категорий с использованием различных технологий возможно появление различных источников ошибок. Довольно часто возникающий источник ошибок наблюдается при исследованиях скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН). После остановки ЭЦН для регистрации кривой восстановления уровня в межтрубном пространстве с помощью эхолота или кривой восстановления забойного давления с помощью датчика давления, установленного под насосом, отмечается переток жидкости из трубного пространства в затрубное. Этот переток, обусловленный негерметичностью клапана насоса, может продолжаться от нескольких десятков минут до нескольких суток. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта может наблюдаться не только переток жидкости в затрубное пространство, но и отток ее в продуктивный пласт. Он будет происходить до выравнивания уровней в трубном и затрубном пространствах. Указанный процесс значительно искажает кривую восстановления уровня или давления. Учесть влияние перетока можно путем регистрации изменения давления над насосом с помощью глубинного манометра, спущенного в НКТ до начала исследований. Кроме того, на всем протяжении исследований необходимо регистрировать изменение устьевых давлений.

На третьем этапе - этапе компьютерной интерпретации материалов исследований скважин ошибки часто возникают в результате применения упрощенных методик обработки, не соответствующих происходящим в пласте и скважине процессам. Например, далеко не во всех компьютерных программах полностью учитывается история работы скважины до остановки. В некоторых программах кривые восстановления уровня обрабатываются, как кривые восстановления давления, например методом Хорнера. При этом не учитывается что на протяжении всего времени регистрации кривой восстановления уровня из пласта поступает жидкость.

4.3 Геофизические исследования

По данным геофизических исследований - основных в комплексе контроля за разработкой, изучают процесс вытеснения нефти в пласте, определяют эксплуатационные характеристики пласта и техническое состояние скважины.

При изучении процесса вытеснения нефти водой определяют положение водо-нефтяного контакта и скорость его перемещения, а также текущую нефтенасыщенность пласта.

Геофизические исследования (ГИС) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах могут производиться как при нахождении их в режиме работы, так и при остановке на подземный или капитальный ремонт.

В зависимости от того, какие физические свойства изучаются в скважине, ГИС подразделяются на электрические, радиоактивные, акустические, магнитные, термические, геохимические и др. При этом в скважине изучаются следующие физические параметры: удельное электрическое сопротивление (или электрическая проводимость), диэлектрическая проницаемость, естественное электрическое поле, естественное и искусственно созданное гамма-излучение и плотность потока нейтронов, время пробега и амплитуда упругих колебаний, магнитная восприимчивость и напряженность магнитного поля, время бурения 1 м скважины, температура, газосодержание промывочной жидкости, диаметр скважины и т.д. В связи с необходимостью комплексного изучения разрезов скважин методами ГИС созданы современные многоканальные автоматические каротажные станции и различные комплексные скважинные приборы. В настоящее время на производстве работают автоматические каротажные лаборатории с фотозаписью типа АКС/Л-7 (непрерывная регистрация физических параметров в аналоговой форме в скважинах глубиной до 7 км), ЛКЦ-10 (регистрация параметров в аналоговой и цифровой форме в скважинах глубиной до 10 км), автоматические двухканальные каратажные станции типа АЭКС-1500 с регистрацией параметров на бумаге, автоматические газокаротажные станции АГКС-4 и АГКС-4АЦ с регистрацией параметров в аналоговой и цифровой форме.

Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

4.4 Определение источников обводнения продукции скважины

. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах.

. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации-подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

4.5 Контроль технического состояния добывающих скважин

. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерирующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

4.6 Характеристика применяемого оборудования и приборов для исследования скважин

МАНОМЕТР-ТЕРМОМЕТР ГЛУБИННЫЙ МТГ-25

Предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе по межтрубному пространству.

Имеет энергозависимую память.

Выполняет до пяти заданий последовательно по времени и по пороговому давлению.

Результаты могут быть представлены на компьютере в виде графиков, таблиц или записаны в текстовый файл.

Технические характеристики:

Диапазон рабочих температур, °С от-20 до 100

Верхний предел измерения давления, Мпа 16, 25, 40, 60 или100

Пределы допускаемой приведенной погрешности по давлению при температуре окружающей среды от 15 до 85 °С, % ±0,15

при температуре окружающей среды от 5 до 15 °С и от 85 до 100 °С, % ±0,25

Разрешающая способность по давлению: 0,00002 от верхнего предела измерения.

Диапазон измерения температуры, °С от -20 до 120

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении температуры, °С

в диапазоне от 15 до 85, °С ±0,5

в диапазоне от 5 до 15, °С и от 85 до 100, °С ±1

Разрешающая способность по температуре, °С 0,005

Объем памяти, точек измерений 114544 или 507760

Интервал времени между измерениями, сек от 1 до 16640

Дискретность установки интервала, сек 1

Габаритные размеры, мм, не более: диаметр 25 или 28

длина 950

Масса 2,8 или 3,6



5. Способы воздействия на ПЗП

Призабойная зона скважин (ПЗС) является значимым интервалом в системе пласт - скважина. От её проводимости в значительной мере зависят дебиты скважин. Дебиты скважин могут быть небольшими из-за плохих естественных коллекторских характеристик продуктивных пластов и повышенной вязкости нефти. Кроме того, эта зона подвергается сильному воздействию буровым и цементным растворами при бурении скважин. В процессе эксплуатации дебиты со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, асфальто-смолистых веществ и неорганических солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны применяются различные методы воздействия на них с целью повышения дебитов скважин.

5.1 Общие положения

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

Выбор способа ОПЗ 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.

ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие 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 коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно 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 проведения работ по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

) кислотные ванны;

) промывку пеной или раствором ПАВ;

) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений );

) циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

) многоцикловую очистку с применением пенных систем;

) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС),

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

5.2 Кислотная обработка

При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность проведения которых заключается в увеличении проницаемости ПЗП.

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 кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

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 % масс.) или лимонную (2-3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

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

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

) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 *С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 8.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10% масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД [91].

Таблица 8

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м3 (из расчета15 %-ной концентрации на1 м вскрытой толщины пласта)

Количество обработок


Тип коллектора



поровый



малопроницаемый

высокопроницаемый

трещинный

Одна 0,4-0,6

0,6-1,0

0,6-0,8

Две и более 0,6-1,6

1,0-1,5

1,0-1,5

Примечание. 1 . Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С- 2 ч, от 30 до 60 "С-от 1 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.

Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

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

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

Для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азинмаш-ЗО. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

5.3 Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП - точечная и щелевая. При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

При осуществлении ГПП используют: перфораторы, НКТ, насосные агрегаты, пескосмесители, емкости для жидкости, сальниковую катушку или превентор, а также жидкость-носитель и кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий коллектор. При работах в интервале непродуктивного пласта используют пресную воду или промывочную жидкость. Концентрация песка в жидкости-носителе должна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом - не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

) при диаметре насадки 6 мм -от 10 до 12 МПа;

) при диаметре насадки 4,5 мм-от 18 до 20 МПа.
 Процесс ГПП осуществляют при движении НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при обратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вымывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, поднимают перфоратор и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

5.4 Виброобработка


Виброобработку производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гидравлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина определяется из расчета 2-3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

5.5 Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева): при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

) метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3-7 суток. Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

) при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

) при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 мПа • с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток.

.6 Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусных типа АСГ или герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ105Кприменяютвобсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 "С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 1 18 до 130 мм при температуре до 200 "С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС -до 100 °С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС - 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК 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 замену длины кабеля, привязку 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.

Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, прризводят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

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

5.7 Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных трещин определенной протяженности: от 10 до 30-50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин производят в коллекторах с проницаемостью менее 50 х 10 -3ммк2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 4.При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина Ь не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

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

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

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-94, свыше 2400 м -искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02-92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565-91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем.

Таблица 9

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

K10-3, мкм2

100

10

1

0,5

0,1

0,05

L, м

40-65

50-90

100-190

135-250

250-415

320-500


В методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчетные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведены в руководстве для проведения процесса ГГРП [10].

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в соответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость выбранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме этого, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

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

В общем виде технология применения жидкости для проведения ГГРП не отличается от технологии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировочные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700, 1БМ-700С), емкости. Схемы размещения и обвязки технологического оборудования для производства ГГРП приведены в [10].

После проведения подготовительных операций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, расклинивающий агент, производят расстановку наземного оборудования, проверку и опрессовку всех трубопроводов и пакера. Перед началом процесса делается контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть закрытыми в целях безопасности и для исключения попадания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнетательные трубопроводы спрессовываются на ожидаемое давление при ГРП с коэффициентом запаса прочности:

Рабочее давление, МПа......................... <20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса прочности ........................ 1,5 1,4 1,3 1,25

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

5.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Работы по выравниванию профиля приемистости (расхода вытесняющего агента) в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов в соответствии с работами, приведенными в разделе 2.

Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработки с применением временно изолирующих материалов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной (до обработки) приемистости разрабатываемого интервала пласта.

В случае необходимости осуществляют работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

Технологическую эффективность работ по выравниванию профилей приемистости определяют в соответствии с РД [II].

5.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины устанавливают обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - манометр.

Запорные устройства, обратные клапаны и расходомер должны быть только заводского изготовления и по техническим характеристикам соответствовать рабочим параметрам.

После обвязки передвижной насосной установки и устья скважины производят гидроиспытание нагнетательного трубопровода на полуторакратное давление от ожидаемого максимального. Результаты гидроиспытания оформляют актом.

Все емкости для кислоты и щелочи устанавливают на расстоянии не менее 50 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Запрещается производить закачку кислоты в темное время суток и при скорости ветра более 12 м/с.

Перед разборкой трубопровода давление в обвязке должно быть снижено до атмосферного.

При кислотной обработке работники бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотой.

На паропроводе от ППУ должен быть установлен предохранительный клапан, отвод от которого следует вывести под пол установки.

Ремонтные работы в скважине, находившейся под тепловым воздействием, разрешаются только после остывания поверхности поднимаемого оборудования до температуры 45 °С и снижения давления в скважине до атмосферного.

 
6. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

Цех капитального и подземного ремонта скважин, в системе добычи нефти, относится к вспомогательному производству, которое занимается производственно-техническим обслуживанием основной деятельности, с целью обеспечения бесперебойного выпуска конечной продукции - нефти.

Капитальный ремонт скважин проводят с целью поддержания в исправности и повышения производительности действующего фонда скважин, ввода в эксплуатацию бездействующего фонда скважин.

Подземный ремонт нефтяных скважин подразделяют на текущий и капитальный. К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 10.

Таблица10

Виды капитальных ремонтов скважин

Шифр

Виды работ по капитальному ремонту скважин

1

2

КР1 Ремонтно-изоляционные работы

КР1-1

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

КР1-2

Отключение отдельных пластов

КР1-3

Исправление негерметичности цементного кольца

КР1-4

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

КР2

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

КР2-1

Устранение негерметичности тампонированием

КР2-2

Устранение негерметичности установкой пластыря

КР2-3

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

КРЗ

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

КРЗ-1

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

КРЗ-2

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

КРЗ-З

Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

КРЗ-4

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

КРЗ-5

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

КР4

Переход на другие горизонты и приобщение пластов

КР4-1

Переход на другие горизонты

КР4-2

Приобщение пластов

KP5

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

КР6

Комплекс подземных работ, связанных с бурением

КР6-1

Зарезка новых стволов скважин

КР6-2

Бурение цементного стакана

КР6-3

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

КР6-4

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин.

КР7

Обработка призабойной зоны

КР7-1

Проведение кислотной обработки

КР7-2

Проведение ГРП

КР7-3

Проведение ГПП

КР7-4

Виброобработка призабойной зоны

КР7-5

Термообработка призабойной зоны

КР7-6

Промывка призабойной зоны растворителями

КР7-7

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

КР7-8

Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

КР7-9

Прочие виды обработки призабойной зоны

КР7-10

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

КР7-11

Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

КР8

Исследование скважин

КР8-1

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах

КР8-2

Оценка технического состояния скважины (обследо-


Перевод скважин на использо

КР9-1

Освоение скважин под нагнетательные

КР9-2

Перевод скважин под отбор технической воды

КР9-3

Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические

КР9-4

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха.

КР10

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

КР10-1

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

КР10-2

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

КР11

Консервация и расконсервация скважин

КР12

Прочие виды работ


К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 11

Таблица 11

Виды текущего ремонта скважин

Шифр

Виды работ по текущему ремонту скважин

1

2

ТР1 Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР1-1 Е

Ввод фонтанных скважин

ТР1-2 Е

Ввод газлифтных скважин

ТР1-3 Е

Ввод скважин, оборудованных ШГН

ТР1-4 Е

Ввод скважин, оборудованных ЭЦН

TP2

Перевод скважин на другой способ эксплуатации

TP2-1

Фонтанный - газлифт

TP2-2

Фонтанный - ШГН

TP2-3

Фонтанный - ЭЦН

TP2-4

Газлифт - ШГН

TP2-5

Газлифт - ЭЦН

TP2-6

ШГН - ЭЦН

TP2-7

ЭЦН - ШГН

TP2-8

ШГН - ОРЭ

TP2-9

ЭЦН - ОРЭ

TP2-10

Прочие виды перевода

ТРЗ

Оптимизация режима эксплуатации

ТРЗ-1

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

ТРЗ-2

Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

ТР4

Ремонт скважин, оборудованных ШГН

ТР4-1

Ревизия и смена насоса

ТР4-2

Устранение обрыва штанг

ТР4-5

Замена полированного штока

ТР4-6

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

ТР4-7

Очистка и пропарка НКТ

ТР4-8

Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР5

Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН

ТР5-1

Ревизия и смена насоса

ТР5-2

Смена электродвигателя

ТР5-3

Устранение повреждения кабеля

ТР5-4

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

ТР5-5

Очистка и пропарка НКТ

ТР5-6

Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

ТР6-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

ТР6-2

Очистка и пропарка НКТ

ТР6-3

Смена, ревизия устьевого оборудования

ТР7

Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

ТР7-2

Очистка и пропарка НКТ

ТР7-3

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов

ТР7-4

Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР8

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

ТР9

Очистка, промывка забоя

ТР9-1

Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

ТР9-2

Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

ТР10

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

ТР11

Прочие виды работ


Наиболее распространенным видом капитального ремонта в цеху являются ремонтно-изоляционные работы, в частности изоляция обводнившихся пропластков или отдельных интервалов.

. Изоляционные работы проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

) производят глушение скважины:

) спускают НКТ с «пером» или пакером (съемным или разбуриваемым):

) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрывпакер):

) производят гидроиспытание НКТ пли НКТ с пакером;

) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/ч • МПа, проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

) выбирают тип и объем тампонажного раствора,

) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

6.1 Текущий ремонт скважин

. Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

За 12 месяцев 2002 года было произведено 203 ремонтов на скважинах оборудованных УШГН, таким образом данный вид ремонта является одним из наиболее распространенных.

Смена насоса.

. Подготовительные работы.

.1 . Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

.2. Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

.3. Поднимают с помощью спецэлеватора полированный шток.

.4. Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.

.5. Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

.6. Укладывают штанги на мостки ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1 ,5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

.7. Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ.

. Спуск насоса.

.1. Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

.2. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автомата АПР-2ВБ.

.3Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

6.2 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

За 12 месяцев 2012года произведено 98 ремонтов скважин оборудованных ЭЦН, т.е. значительно меньше, чем оборудованных ШГН, закономерен вывод о большей надежности ЭЦН.

.1. Подготовительные работы

.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку «Не включать, работают люди».

.1 .2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля.

.1.3. Отсоединяют КРБК ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (илипланшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя).

.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений.

.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка.

.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно.

.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск.

.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ.

.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну-две трубы -спускной клапан.

.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ.

.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через отверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины.

.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию.

6.3 Оборудование применяемое при КРС

 
Схема, основная техническая характеристика подъемных установок

К основному оборудованию, с помощью которого производят СПО, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе.

Выбор установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины ремонтируемой скважины, характера и степени сложности работ.

Для производства ремонтов в НГДУ «Октябрьскнефть» применяют следующие передвижные подъемные установки и агрегаты:

агрегат А-50У - предназначен для СПО при текущем и капитальной ремонте скважин глубиной до 3500 м, с укладкой труб на мостки, разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 141 - 168 мм, промывки и тартальных работ.

- передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия:; 5 - промежуточный вал; 6 - гидроцилиндр подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 - лебедка; 10 - вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор

Рисунок 7 - Агрегат А-50 М (вид сбоку)

Агрегат состоит из трансмиссии, двухбарабанной лебедки (подъемный и тартальный барабаны), телескопической вышки с талевой системой, ротора с гидроприводом, компрессора, гидродомкратов подъема, вышки и системы управления агрегатом и лебедкой. Грузоподъемность агрегата при работе подъемного барабана и оснастке талевой системы 4 х 3 приведена в таблице.

Таблица 12

Характеристика агрегата А-50У

Скорость

Скорость каната, м/с

Скорость талевого блока

Частота вращения вала

Грузоподъемность, т

I

1,088

0,181

39,8

50,0

II

1,9

0,317

69,8

34,5

III

4,17

0,695

153,0

12,6

IV

7,8

1,215

268,0

7,5


6.4 Охрана окружающей среды

. Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

. МУН

Решение стоящих перед ЦДНГ задач по выполнению планов добычи нефти невозможно без широкого применения новых технологий в разработке месторождений, методов интенсификации добычи нефти, внедрения новой техники.

С начала эксплуатации месторождений в ЦДНГ НАЧАЛИ ПРИМЕНЯТЬ ТРЕХТОЧЕЧНУЮ ОЧАГОВУЮ СИСТЕМУ ЗАВОДНЕНИЯ.

Для выбора перспективных методов и критериев их применения в ОАО “ЛУКОЙЛ” в последние годы испытывается 30-35 различных модификаций технологий физико-химического и микробиологического воздействия на пласт. Наиболее эффективными из них в настоящее время являются восемь промышленно освоенных технологий осадкообразующего действия: селикатно-щелочное воздеиствие (СЩВ), шелочно-полимерное воздействие (ЩПВ), закачка щелочной дистиллярной жидкости (ДЖ), обработка растворами алюмохлорида (КАХ), воздействие биореагентами, комплексными осадкогелеобразующими реагентами (КОГОР), растворами на основе стиромалей (СТМ) и сухого активного ила (САИ).

По характеру воздействия на пласт все методы делятся на:

1 Гидродинамические методы.

2 Физические методы.

3 Химические методы

В ЦДНГ-6 «Тевлино-Русскинского» месторождения применяются в основном комплексные технологии перераспределения фильтрационных потоков: СПС, ЭСС, ПКВ.

7.1 Технология приготовления и закачки в пласт ПКВ

По данной технологии циклического ПКВ в ПЗП нагнетальной или добывающей скважины последовательно закачивается кислотный раствор и водяной раствор анионного, неионогенного, смесей анионного и неионогенного или неионогенного и катионного ПАВ. Для повышения эффективности ПКВ в кислый раствор необходимо добавить гликоль и ПАВ.

Технология обработки ПЗП скважины включает в себя проведение следующих основных технологических операций:

1 установка в зоне фильтра динамической гликоль-ПАВ-кислотной ванны (ГПКВ), для чего через НКТ при открытой затрубной задвижке в зону фильтра при режиме циркуляции закачивается 1 м3 гликоль ПАВ- кислотного раствора (ГПКР). После проведения ГПКР до зоны фильтра составляет 30-60 минут, после чего она вымывается из скважины путем обратной промывки или продавливаемой в пласт водным раствором ПАВ;

2 Закачка в пласт 5-6 м3 глинокислотного ПАС (ГКПАС);

3 Продавка ГКПАС в объеме 5-10 м3 после чего цикл закачки ПКВ заканчивается;

4 Количество циклов ПКВ зависит от проницаемости как пласта, так и ПЗП и на основании накопленного опыта устанавливается следующим:

5 в скважинах, намеченных для ПКВ, где работает бригада подземного ремонта, от одного до трех циклов;

6 в скважинах, намеченных для ПКВ где работает бригада КРС от трех до пяти циклов;

7 в скважинах, обрабатываемых звеном химизации без привлечения станка (без подходная технология) -три-пять циклов в зависимости от поставленной задачи и динамики в процессе воздействия на пласт.

Многочисленные исследования указывают на то что одним из важных факторов влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза, промысловые исследования показывают, что даже при незначительной неоднородности пласта по мощности или площади даже при наличии относительно маловязкой нефти, ускоренными темпами вырабатываются пропластики с повышенной проницаемостью в разрезе. При этом, как правило, менее проницаемых пропластики разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку оставаясь по существу законсервированными на неопределенной время

СУЩНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СПС СВОДИТСЯ К СЛЕДУЮЩЕМУ:

В результате временного тампонирования наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза происходит снижение расхода воды по промытым высокопроницаемым слоям с аномально высоким темпом выработки запасов, уменьшение дебита жидкости и повышение депрессии на пласт в добывающих скважинах. В результате, за счет увеличения градиента давления между зоной нагнетания и зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте в процесс активной выработки запасов вовлекается нефтенасыщенные пропластики пониженной проницаемости и обводненности ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением.

Область эффективного применения технологии регулирования заводнения с помощью СПС.

Залежи продуктивных пластов, представленные коллекторами любого типа, проницаемости в диапазоне от 5-10 до нескольких десятков тысяч милидарси. Залежи с естественным водонапорным режимом, заводняемые, пластовой, подтоварной водой любой минерализации. Пластовая температура залежей не должна превышать 120оС. Химический состав и минерализация заканчиваемых вод существенно влияют для получения оптимального эффекта перед проведением работ необходимо правильно подобрать рецептуру хим.реагентов. Залежи с фонтанным, механизированным, газлифтным фондом. Залежи с обводненностью продукции скважин от 0 до 100%. Залежи с искривленными эксплуатационными колоннами.

.2 Технологические характеристики

Приготавливаемая для закачки в пласт композиция СПС обладает незначительной- вязкостью на уровне или значительно ниже вязкости 0,3%-ного раствора ПАА, что составляет 10-250мПа*с, что обуславливает хорошую фильтрацию ее в пласт при минимальных давлениях нагнетания. Свежеприготовленные композиции СПС имеют регируемых в широком диапозоне (от нескольких минут до нескольких десятков суток) период гелеобразования (индукционный период) при различной температуре. Это позволяет правильно спроектировать технологию обработки (время и место приготовления СПС, время транспортировки приготовленной на базе композиции СПС до скважины, объемы закачки ее в пласт и др.). Химическое и физическое взаимодействие компонентов в СПС с горной породой пласта и пластовыми флюидами не снижает или снижает незначительно прочность образовавшегося геля. Гелевые системы на основе сшитого ПАА обладают высокой селективностью по отношению к пластам с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью, фильтруясь и удерживаясь в течении длительного времени только в промытых водой пластах повышенной в разрезе проницаемостью. Гелевые системы на сонове сшитого ПАА в пластовых условиях стабильны по своим физико-технологическим характеристикам в течении длительного периода (6-12 месяцев и более).

Сшитые полимерные или вязко-упругие (ВУС) являются гидрогелями на основе водорастворимых полимеров, в частности ПАА, они образуются в результате протекания реакции химической сшивки макромолекул полимера в его водном растворе с помощью специальных реагентов сшивателей. Гидрогели на основе ПАА могут быть получены при химической сшивке водного раствора ПАА альдегидами или катионами поливалентных металлов.

ОСНОВНЫМИ КОМПОНЕТАМИ СПС ЯВЛЯЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ:

Полиакриламид, для использования в различных геолого-физических условиях разработки предлагаются ПАА фирм Нитто Кемикал, ДКС, Санье Кемикал (Япония), Аллайд Коллоидс (Англия), Сайтек (США).

3 Модифицирующие добавки. В качестве модифицирующих добавок могут быть использованы различные ПАВ и композиция на их основе, неорганические кислоты, щелочные реагенты дисперсная фаза (бентонитовая глина, глинопорошок цеолиты, древесная мука, активный и остаточный ил) ингибиторы солеотложений, парафиноотложений, коррозии, алифатические и ароматические спирты, углеводородные растворители и др. Данные добавки используются для улучшения или снижения фильтруемости СПС в пласт.

Для текущих геолого-физических условий разработкт большинства месторождений НК «ЛУКойл» рекомендуется следующее содержание и соотношение компонентов СПС, масс.%

полиакриламид 0,5

бихромат калия 0,02

гликоль до 5

неорганическая кислота (соляная или уксусная) до 1-3

техническая вода - остальное

Вместо бихроматов могут быть использованы хромовые квасцы, ацетат хрома и продукты их содержащие при нескольких изменениях процентных соотношениях. Объемы закачки в пласт не регламентируется и зависит от многих факторов, основными из которых является следующие:

1 толщина продуктивного пласта;

2 текущая приемистость;

3 текущая нефтеотдача;

4 геологическая неоднородность продуктивного разреза и связанный с ней характер выработки запасов по площади залежи и толщине пласта;

5 наличие и характер трещиноватых зон вблизи скважины

6 текущие депрессии на пласт в добывающих скважинах, типоразмер, динамические уровни и др.

7 характер раскрытия трещин.

На начальном этапе испытаний при приемистости скважин в пределах от 150-200 до 500-800 м3/сут. Объем закачки СПС устанавливается в пределах от 200 до 1000м3 и при приемистости свыше 1500 м3/сут может быть увеличен до 10000 м3 на одну скважино-операцию. На начальном этапе внедрения рекомендуемый объем закачки СПС в пласт составляет 200-300 м3 на 1 скв.-опер. При приготовлении СПС на минерализованных водах, в зависимости от концентрации солей, следует значительно снижать концентрацию. Хромосодержащего сшивателя, так например, при минерализацииводы от 10-20 г/л, что соответствует альб-сеноманской и подтоварной водам, концентрация сшивателя может быть снижена в 1,5-2 раза.

Для усиления эффекта гидроизоляция рекомендуется добавлять в композицию на основе ПАА, ХСС, гликоля и неорганической кислоты некоторые анионные, смеси анионных и неионогенных ПАВ, катионовые ПАВ, взятые в строго определенных соотношениях.

Схема 1. Производственная структура ТПП “Когалымнефтегаз” ОАО “ЛУКОЙЛ Западная Сибирь”















8. Организационная структура ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Общая схема организационной структуры приведена на схеме 1.

ОКС - отдел капитального строительства

ПСБ - проектно-сметное бюро

ЖЭУ - жилищно-эксплуатационный участок

ПТО - производственно-технический отдел

ПЭО - планово-экономический отдел

ООТиЗ - отдел организации труда и зарплаты

ОМТС - отдел материально-технического снабжения

АХО - административно-хозяйственный отдел

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба

ЦДНГ 1-4 - цех добычи нефти и газа № 1, 2, 3, 4

ЦППД - цех поддержания пластового давления

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех энергетического оборудования и электроснабжения

ЦПВС - цех пароводоснабжения

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Гусев В.В. Растворы полимеров с нижней критической температурой растворения в технологиях увеличения нефтеотдачи // Нефтехимия. - 1999. - том 39. - №1. - С. 42 - 47.

2. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методы повышения производительности скважин. - М.: Недра, 1970. - 280 с.

3. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с.

. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. - М.: Высшая школа. - 1972. - 368 с.

2 Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. - 1993. - №10. - С. 6 - 13.

3 Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. - 312 с..

Похожие работы на - Разработка Южно-Ягунского месторождения

 

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