Файл: Курсовой проект по мдк 03. 01 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.docx

В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного проектированием в предыдущих документах.

Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1 и 2 залежей.

ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными технологическими положениями:

• 
  выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
  
• 
  блоковая система разработки с 3-х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
  
• 
  оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопренируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;
  
• 
  систему разработки, предложенную для южного участка, распространить на участках расширения контура нефтеносности.
  

Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило «Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показателями:

• 
  проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
  
• 
  жидкости - 12,5 млн.т.
  
• 
  закачка воды - 16,5 млн м3.
  
• 
  ресурсы газа - 10,7 млрд.м.
  
• 
  общий фонд скважин - 1553.
  
• 
  в том числе добывающих - 777.
  
• 
  нагнетательных - 259.
  
• 
  резервных - 517.
  
• 
  применение механизированного способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН);
  
• 
  давление на устье скважин 18,0 МПа;
  
• 
  приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
  

За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:

• 
  увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
  
• 
  временно отказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
  
• 
  предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно-нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть.
  

В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разрешен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;

В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Талинской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади: на начальной стадии - по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновременно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические показатели разработки.

---

В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей на период до 2000года по ДНС -30, 31, 32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработанного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:

• 
  нефти - 4,65 млн.т.
  
• 
  жидкости - 17,0 млн.т.
  
• 
  закачки воды - 21,8 млн м3
  
• 
  фонд скважин, всего - 1640
  
• 
  в т. ч. добывающих - 1177
  
• 
  нагнетательных - 463
  

Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фактическая добыча нефти ниже проектной:

• 
  в 2005 году - на 38,1 %.
  
• 
  в 2006 году - на 26,2 %.
  
• 
  в 2007 году - на 17,2 %.
  
• 
  в 2008 году - на 5,8 %.
  

Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Расхождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных

• 
  в 2005 году - на 10,8 т/с.
  
• 
  в 2006 году - на 13,5 т/с.
  
• 
  в 2007 году - на 10,3 т/с.
  
• 
  в 2008 году - на 7,9 т/с.
  

В 2008 году фактическая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту - 43,9%. Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняется следующими причинами:

• 
  уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
  
• 
  уточненная структура запасов нефти характеризуется большой фильтрационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.
  

2.2 Общая характеристика работ

Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов в насосно-компрессорных трубах и на забоях добывающих скважин мезозойских залежей нефтей Западной Сибири снижают производительность и отборы нефти, требуют по текущему или капитальному ремонту и бурению новых скважин. Изучение углеводородных растворителей, асфальтосмолистых веществ и парафинов позволяет решить проблему восстановления производительности скважин экономичным способом в крайне сложных термобарических пластовых условиях при высоких перепадах температур и давления по стволу скважин 1000С; рпл 28 МПа) в фонтанном лифте.

На процесс образования гидратопарафиновых отложений в нефтесборных коллекторах оказывают влияние следующие факторы:

• 
  изменение температуры потока добываемой нефтепромысловой продукции от устья скважины вдоль всей длины коллектора;
  
• 
  температура окружающей среды и грунта;
  
• 
  эксплуатационные характеристики нефтесборного коллектора (диаметр, протяженность, наличие изоляции, состояние внутренней поверхности трубы);
  
• 
  физико-химические свойства добываемой продукции (плотность, теплоемкость потока, доля АСПО, выделяющаяся на единицу объема или массы перекачиваемой нефти, способность нефти растворять парафиновые отложения);
  
• 
  изменение давления в нефтесборном коллекторе;
  
• 
  скорость транспортирования нефтегазового потока.
  

---

Отложения в оборудовании скважин месторождения представляют собой сложную смесь твердых парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых веществ, воды и механических примесей. Состав отложений зависит как от природы нефти, так и от места локализации, а главным образом, от термодинамических условий системы, при которых происходит эксплуатация скважин. Твердые углеводороды нефтей являются основными составляющими асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО), а уровень содержания в нефти тугоплавких твердых углеводородов играет существенную роль в процессе образования отложений.

Нефтезалежи ЮК10-11 Красноленинского месторождения относятся к типу парафиновых, содержат высокомолекулярные парафины, их отличительной особенностью является высокая температура плавления большей части этих соединений. Это свойство высокомолекулярных углеводородов обусловливает возможность образования отложений в высокодебитных скважинах с повышенной температурой потока, сложность борьбы с образованием и удалением отложений, специфику состава и механизма их образования. Применяемые методы удаления АСПО недостаточно эффективны.

2.3 Осложнения при эксплуатации скважин

На Талинском месторождении проведены исследования химического состава воды, рН по скважинам и на основании полученных данных сделан машинный расчет показателя стабильности. В результате проведенной работы установлено, что 30 % обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5, т. е. являются солеобразующими. Методика выполнения необходимых работ по определению солеобразующих объектов и программа расчета показателя стабильности вод изложены в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения». Технологический процесс предусматривает определение концентрации ингибитора солеотложения, полностью предотвращающей образование осадка, в каждой конкретной скважине.

Следует отметить, что на карбонатное равновесие и, следовательно, на процесс солеотложения могут оказать влияние некоторые химические реагенты, используемые в нефтедобыче: ингибиторы коррозии, жидкости для глушения скважин, реагенты, закачиваемые в систему ППД и др. Отложение солей в этом случае может носить эпизодический характер и прекратится после выноса добываемой жидкостью всей массы вещества. Однако в отдельных случаях указанные реагенты образуют осадки, отлагающиеся в порах пласта, в результате чего уменьшается проницаемость и снижается коэффициент продуктивности скважины.

---

Согласно технологической схеме анализируемой площади месторождения рекомендуется резкое увеличение действующего фонда и обводненности добываемой продукции, начиная с 1991 года. В связи с этим предлагается быстрый рост количества скважин с отложениями солей, максимум солеотложений следует ожидать в 2009–2015 годах; доля скважин, работа которых осложнится отложением солей, составит 15,9–16,9% действующего фонда.

Для предупреждения отложений солей существуют технологические, физические и химические методы.

Технологические методы предусматривают выбор оптимального источника водоснабжения для поддержания пластового давления, изоляцию обводняющихся пластов и скважин, увеличение глубины спуска ЭЦН, спуск «хвостовиков», использование оборудования с защитным покрытием. Использование технологических методов часто затруднено в связи с условиями разработки не позволяющими их выполнять. Защитные покрытия носят локальный эффект, они не препятствуют процессу солеотложения в другом месте по пути следования газожидкостного потока.

Физические методы борьбы с солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и электрических полей. Физические методы, также как защитные покрытия, служат для предотвращения отложений солей в определенном месте.

Для достижения предупреждения отложения солей на всем пути следования добываемого потока единственно приемлемым способ остается использование химических реагентов - ингибиторов солеотложения.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов как отечественного, так и импортного производства, часто ингибиторы разрабатываются с учетом условий разработки месторождения конкретного региона:

• 
  ингибитор должен быть совместим с пластовой водой и другими реагентами, применяемые в нефтедобыче;
  
• 
  реагент должен обладать хорошими адсорбционно-десорбционными свойствами, возможно минимальной коррозионной активностью, максимальной экологичностью, температуроустойчивостью;
  
• 
  ингибитор должен полностью предупреждать отложение солей технологическом оборудование;
  
• 
  в зимний период времени ингибиторы должны обладать низкими температурой замерзания и вязкостью.
  

---

Для борьбы с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири был выбран ингибитор на основе полиэтиленполамин = N = метилфосфоновых кислот (ПАФ - 13А), который может быть использован для предотвращения отложения солей из водной фазы как хлоркальциевое, так и гидрокорбанатнонатриевого типов.

Обобщая условия образования осадков установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов давлений, реализующихся на стенках забоя и в зоне пласта, прилегающей к перфорационным каналам, а также на входе погружных насосов. Способ подачи ингибитора в скважину зависит от зоны отложения солей. При систематически наблюдающихся отложениях выше приема ЭЦН или башмака фонтанных труб ингибитор может применяться постоянной или периодической дозировкой в затрубное пространство скважин. В первом случае подача осуществляется с помощью дозирующего устройства, во втором используется цементирующий агрегат ЦА-320.

При снижении проницаемости пласта, коэффициента продуктивности и одновременном сохранении рабочего режима закачки воды в систему ППД вероятно отложение солей в при забойной зоне пласта, перфорационных каналах. В этом случае рекомендуется осуществлять задавкой реагента в призабойную зону пласта. Успешность технологии закачки в призабойную зону пласта определяется эффективностью реагента, объемом и глубиной доставки технологического раствора, степенью адсорбции и скоростью выноса ингибитора в процессе отбора жидкости из скважины.

2.4. Оборудование ЭЦН

Погружной агрегат включает в себя многоступенчатый электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ. Электроэнергия от промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по кабелю подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал электроцентробежного насоса через шпоночные соединения и приводит в движение вал электроцентробежного насоса. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после простоя и предотвращающий обратное вращение ротора электродвигателя под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ, над обратным клапаном – спускной (сбивной) клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме и для облегчения глушения скважины.

---