Файл: Нефть, несмотря на широкое развитие и распространение альтернативных источников энергии, остается основным энергоресурсом в мире.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 168
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1.5 Состояние разработки месторождения
Основная часть эксплуатационного фонда скважин Барсуковского месторождения пробурена в 1988-1993 г. г. Бурение скважин проводилось в соответствии с утвержденным вариантом технологической схемы (протокол № 1600от 03.09.93 г.).
В настоящее время в эксплуатации находятся 11 пластов, которые объединены в 5 объектов ПК 19-20, БС 112, БС 12, ПК 22-БС 14, АС 10-БС 12. Первые три являются основными добывающими объектами.
По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении пробурено 970 скважин, из них 805 добывающих и 165 нагнетательных. Для бурения осталось 217 скважин основного фонда.
Из 805 скважин добывающего фонда 665 действующих, 16 -бездействующих, в освоении после бурения - 1. Механизированный фонд составляет 645 скважин. Основная часть добывающего фонда (662 скважины) пробурена на объект ПК 19-20. Из 165 нагнетательных скважин 129 действующих, 5 бездействующих, 6 в освоении после бурения.
По состоянию на 1.01.2014 г. накопления добыча нефти по месторождению составила 30645 тыс.тонн, жидкости - 70834,61 м3.
По трем основным пластам добыто 30040 тыс. тонн, из них:
а) ПК 19-20 - 28264 тыс. тонн (92,2 %);
б) БС 112 - 526 тыс. тонн (1.72 %);
в) БС 12 - 1250 тыс.тонн (4,08 %).
Период разбуривания и растущей добычи сопровождался быстрым обводнением с последующим падением отборов разработки Барсуковского месторождения.
Максимальный уровень добычи 2304 тыс. тонн был достигнут в 1992 г. при темпе отбора утвержденных НИЗ категории С1 в 3,83 %. После чего уровень добычи снизился до 2166, 12 тыс.тонн в 2000 году.
В 2013 г. добыто 2183. 96 тыс.тонн нефти, из них:
а) ПК 19-20 - 1972,66 тыс.тонн;
б) БС 112 - 11,283 тыс.тонн;
в) БС 12- 139,1тыс. тонн.
Обводнение скважин на уровне 74%. Фонд добывающих скважин используется достаточно эффективно. Минимальный коэффициент использования фонда составил 0,726 2001 г., в 2013 г. - 0,906.
Действующий добывающий фонд но конец 2013 г. характеризуется неоднородным распределением скважин во всем диапазоне текущих дебитов нефти (до 50 т/сут). На общем фоне преобладает доля скважин с 10-50 т/сут. (30%). 48 % фонда работает с дебитом нефти менее 5т. в сутки. Только четыре скважины работают с дебитом более 50 тн./сут. Средний дебит скважин по жидкости составил 35, 4 куб.м./сут.
Распределение фонда по обводненности также неравномерное. С обводненностью 50-90 % работает 43% фонда, с обводненностью более 90 % -32, 5 % фонда.
Пласт 19-20 разработки пласта ведется с 1988 года. в добывающем фонде числится 662 скважины. В действующем фонде -593скважины, из них фонтанным способом работают 10 скважин, механизированным способом - 583 скважины, в том числе 333 УЭЦН и 250 УШГН. В бездействующем фонде находится 15 скважин, 1 в освоении после бурения. По объекту законсервировано 19 скважин. В основном это высокообводненные скважины, расположенные в водонефтяных зонах, а также скважины, с высоким газовым фактором. В пьезометрическом фонде числится пять скважин, ликвидировано две скважины и еще две ожидают ликвидации.
В нагнетательном фонде числятся 141 скважина, из них 121 под закачкой, 5- в бездействии, 9- в консервации, в освоении и ликвидированных скважин нет.
Динамика показателей добычи напрямую связана с объемами закачки воды. Уже на второй год эксплуатации текущая компенсация отборов составила 106 %. В результате к 2013 г. обводненность выросла до 81,1 %. За счет отключения системы ППД и выбытия высокообводненных скважин в 2011-2014 гг. удалось избежать непроизводительных объемов закачки.
Одновременно за счет ввода новых скважин с безводными дебитами 20-40 тонн в сутки удалось удержать, а в дальнейшем и увеличить добычу нефти по пласту.
Величина дебита нефти с 2,2 т/сут. в 2010 г. поднялась в 1996 г. до 10 т/сут., а в 2013 г. до 22,2 т/сут. (максимальный дебит нефти за бею историю разработки пласта). Текущая обводненность продукции за этот же период упала от 80,6 % до 25,9%.
Средний максимальный дебит по жидкости составил 30 т./сут. После этого начинается падение дебитов нефти и жидкости, наряду с одновременным увеличением действующего фонда добывающих скважин. В результате годовая добыча нефти стабилизировалась на уровне около 139 тыс. тонн.
1.6 Конструкция скважины
Почти все скважины Барсуковского месторождения строились по ниже приведенной конструкции (рисунок 1.2).
1. Направление диаметром 324- мм. Опускалось на глубину до 60 м. с целью перекрытия неустойчивых пород и монтажа циркуляционной системы. Цементировалось до устья.
2. Кондуктор диаметром 245 мм. опускался на глубину до 650 м. также для перекрытия неустойчивых пород. Подъем цемента осуществлялся до устья.
3. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм. Опускалась до проектного горизонта (до 3000 м.) и цементировалась до устья. Служит для поднятия скважинной продукции на поверхность.
Рисунок 1.2 –Конструкция скважины
-
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Состояние техники и технологии добычи нефти и газа
Из 805 скважин добывающего фонда Барсуковского месторождения - 665 действующих, 16 -бездействующих, в освоении после бурения - 1. Механизированный фонд составляет 645 скважин. Основная часть добывающего фонда (662 скважины) пробурена на объект ПК 19-20. Из 165 нагнетательных скважин 129 действующих, 5 бездействующих, 6 в освоении после бурения.
Обводнение скважин на уровне 74 %. Фонд добывающих скважин используется достаточно эффективно. С 1991 г. в эксплуатации находится по 500-665 скважин, минимальный коэффициент использования фонда составил 0,726 2009 г., в 2010 г. - 0,906.
Действующий добывающий фонд на конец 2010 г. характеризуется неоднородным распределением скважин во всем диапазоне текущих дебитов нефти (до 50 т/сут). На общем фоне преобладает доля скважин с 10-50 т/сут. (30%). 48 % фонда работает с дебитом нефти менее 5т/ сутки. Только четыре скважины работают с дебитом более 50 т/сут. Средний дебит скважин по жидкости составил 35,4 м3/сут.
Распределение фонда по обводненности также неравномерное. С обводненностью 50-90 % работает 43% фонда, с обводненностью более 90 % -32, 5 % фонда.
Пласт 19-20 разработки пласта ведется с 1988 года. в добывающем фонде числится 662 скважины. В действующем фонде -593скважины, из них фонтанным способом работают 10 скважин, механизированным способом - 583 скважины, в том числе 333 УЭЦН и 250 УШГН. В бездействующем фонде находится 15 скважин, 1 в освоении после бурения. По объекту законсервировано 19 скважин. В основном это высокообводненные скважины, расположенные в водонефтяных зонах, а также скважины, с высоким газовым фактором. В пьезометрическом фонде числится пять скважин, ликвидировано две скважины и еще две ожидают ликвидации.
В нагнетательном фонде числятся 141 скважина, из них 121 под закачкой, 5- в бездействии, 9- в консервации, в освоении и ликвидированных скважин нет.
2.2 Анализ фонда скважин, идёт снижение добычи связи с отложением
В связи с массовым переходом на напорную систему сбора нефти, произошел рост давлений на устье скважин, что в свою очередь привело к увеличению затрубного давления газа. Увеличение давление газа на устье скважины, как правило, происходит из-за удаленного расположения автоматической групповой замерной установки (высокое давление в выкидной линии), неровностей рельефа, а также высокой вязкости добываемой продукции и т.д.
При росте количества газа в затрубном пространстве (между колонной НКТ и осадной колонной) происходит увеличение температуры корпуса насоса, образование газогидратов, снижение полезного объема жидкости в ступенях насоса, блокирование потока жидкости и снижение динамического уровня в скважине. При достижении динамическим уровнем своего критического значения по причине превышения допустимого входного газосодержания на приёме насоса происходит срыв подачи и остановка добычи нефти.
Газогидраты могут образовываться в затрубном пространстве скважин по следующим причинам:
- остановка скважины, вследствие которой происходит охлаждение жидкости;
- присутствие влаги в скважинной жидкости;
- наличие свободной газовой фазы на участках скважин, которые расположены выше зоны, соответствующей давлению насыщения нефти газом.
По статистике отложения гидратов в скважинах, наиболее часто они откладываются в верхней части насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве над динамическим уровнем. Газогидраты перекрывают пространство между НКТ и обсадной колонной, приводя к снижению дебита жидкости или полному прекращению подачи. Из-за снижения динамического уровня в скважине возникает необходимость в большем заглублении насоса, что влечет за собой дополнительные расходы на НКТ, кабель, а также увеличивает нагрузку на колонну НКТ.
Газ, накапливающийся в затрубном пространстве скважин, приводит к появлению целого ряда осложнений (рис. 2.1): снижению притока жидкости из скважины, уменьшению подачи насоса, а при сильном снижении динамического уровня – её срыву, гидратообразованию, повышенному износу узлов УЭЦН вследствие влияния коррозии, неблагоприятному влиянию на атмосферу при «разрядке скважины» и др.
В связи с большим негативным влиянием газа на эффективность эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН необходимо проведение комплексных исследований (в промысловых условиях) и усовершенствование существующих технологий и оборудования, направленных на снижение его отрицательного воздействия.
Рисунок 2.1 – Осложнения, возникающие при работе насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором
2.3 Факторы увеличения межремонтного периода УЭЦН
Градация фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, по степени влияния осложняющих факторов на надежность работы погружного оборудования производится по следующим категориям осложнения:
- коррозионная агрессивность пластовой жидкости;
- влияние мехпримесей/абразивных частиц;
- отложения солей;
- газосодержание в зоне подвески УЭЦН;
- температура в зоне подвески УЭЦН;
- АСПО;
- образование высоковязких эмульсий;
- повышение вязкости нефти.
Коррозионная агрессивность пластовой жидкости
Коррозионную агрессивность пластовой жидкости характеризуют факторы, такие как, количество растворенных солей, концентрация водородных ионов рН, жесткость воды, содержание кислых газов, наличие органических веществ. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и количественного соотношения воды и углеводорода в двухфазной среде.
Большое влияние на коррозионный процесс оказывает сероводород, увеличивая скорость коррозии металла. При росте в пластовой жидкости содержания сероводорода скорость коррозии увеличивается линейно.
Учитывая большое количество факторов, влияющих на скорость коррозии, разделение скважин на категории производится исходя из интенсивности коррозионного разрушения подземного оборудования.
Влияние мехпримесей/абразивных частиц
Определение степени влияния механических примесей/абразивных частиц на работу насоса является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам засорения рабочих органов УЭЦН.
Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость).
В существующей практике лабораторными исследованиями в основном определяется только один параметр - концентрация взвешенных частиц (КВЧ). Поэтому наиболее ценной является информация о состоянии оборудования, применявшегося на данной скважине ранее.
Отложения солей
Отложение солей происходит в случаях, ели нарушено равновесное состояние растворенных примесей в результате изменений температуры, давления и турбулентности, которым подвержена вода, например: при поступлении в ствол скважины, на приеме насоса и т.д. Следует учитывать, что состав и тенденции солеобразования могут меняться на разных стадиях разработки месторождения в результате закачки воды, а также зависит от изменений режима работу УЭЦН в скважине и конструкции ступеней насоса.