Файл: 2. Разработка нефтяных месторождений 1 Общие сведения о промысловом объекте.rtf
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 71
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Перед капитальным ремонтом обследуется устье скважины, и в случае необходимости бригада ремонтирует его.
В обследование скважин входят:
-определение глубины забоя скважин;
-проверка состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины;
-определение местоположения и состояния труб, оборудования, а также посторонних предметов в стволе скважины;
-проверка состояния обсадных труб, фильтра скважины;
-интенсивность водопритока и др.
Электротермометр для определения места притока посторонней воды. Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы верхнего конца, а также характера слома или смятия эксплуатационной колонныслужат печати. Определение места притока воды в скважину проводят при помощи резистивиметра.
Текущий ремонт скважины включают в себя замену подземного оборудования, очистку труб от АСПО, солей, песка, а также ряд мероприятий, которые способствуют увеличению производительности скважин: соляно кислотная обработка, закачка в пласт ПАВ, глубоко проникающий ГРП. Цель текущего ремонта устранение неполадок, нарушающие режим работы скважины. Текущий ремонт подразделяют на планово пред. и восстановительный.
Перед текущим ремонтом скважины тщательно изучается ее история, вид ремонта, какое оборудование на ней установлено, срок его эксплуатации. Составляется план проведения ремонта, в который входят необходимые мероприятия, и указывается последовательность их проведения. Данный план принимает юридическую силу после утверждения его главным инженером предприятия.
После этого составляется заказ на текущий ремонт.
После оформления соответствующей документации производят подготовительные работы: планировка территории вокруг скважины, заглубление якорей, где они отсутствуют, для установки подъемника, снабженного оттяжками.
После выполненных работ производят глушение скважины. Жидкость глушения должна обеспечить надежное глушение скважины с сохранением коллекторских свойств пласта, должна иметь большую плотность, чем пластовая жидкость для предотвращения открытого фонтанирования и быстрое освоение после ремонта.
Текущий ремонт скважин на промыслах осуществляют бригады подземного ремонта скважин. В зависимости от действующего фонда на нефтепромысле может быть несколько бригад ПРС и одна бригада подготовителей.
Ежемесячно по каждому промыслу составляют план-график подземного ремонта скважин с указанием обязательных геолого-технических мероприятий.
На основании плана-графика технологи цеха ПКРС выписывают задания с подробным описанием работ на скважине. Сведения о приеме-сдаче скважины в ремонт и из ремонта подписывают мастер по добыче нефти и старший инженер промысла.
Причины ПРС
Сочетание на Алексеевского месторождений особенностей физико-химических свойств нефтей, пластовых вод, высокого содержания газа и воды в продукции со сложившимися термобарическими условиями вызывает появление таких осложнений при эксплуатации оборудования, как образование отложений парафинов, гидратов и солей.
Парафиноотложение и гидратообразование наблюдается в основном в простаивающих скважинах, когда изменяются температурные режимы в стволе. Основная масса парафиновых отложений содержит твердые и жидкие углеводороды. Гидратообразование характерно для скважин с высоким газовым фактором и в значительной степени стимулируется увеличением обводненности продукции. В состав гидратных пробок, наряду с гидратами входят нефть и механические примеси.
Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе её движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси, следовательно, меняется плотность смеси.
Коэффициент сепарации (отношение объёма газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объёму газа на приёме насоса) зависит от дебита жидкости, зазора между спущенным оборудованием и обсадной колонной.
Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется в ухудшении энергообмена между рабочими узлами и жидкостью, изменяется рабочая характеристика насоса.
Безводный период занимает незначительную долю, в общем, времени разработки нефтяных месторождений. На его продолжительность оказывает влияние, как геологическая характеристика залежи, так и способы её разработки - применение искусственного воздействия на продуктивные пласты путём закачки воды. Нефть по своему химическому составу склонна к образованию эмульсии, так как содержит асфальтены, смолы, механические примеси, минеральные соли (образуются вязкие и устойчивые водонефтяные смеси). При обводненности, близкой к точке инверсии, образуются стойкие эмульсии, которые в сочетании с парафиноотложением создают высокое гидравлическое сопротивление течению скважинной жидкости. Влияние эмульсий наиболее ощутимо в скважинах, оснащенных ШГН, где возвратно-поступательное движение штанг способствует созданию эмульсии и принудительному размазыванию парафина по стенкам НКТ. На образование высоковязких эмульсий также преобладающее влияние оказывает температурный фактор. Рабочие параметры насоса - подача, напор и коэффициент полезного действия при работе на водонефтяных смесях снижаются по сравнению с работой на воде или нефти.
Кустовое бурение скважин поставило перед эксплуатационниками ряд проблем, связанных с безаварийным спуском и эксплуатацией УШГН. Установлено, что в интервалах набора кривизны, составляющих 2 градуса и более на 10 метров ствола скважины, возрастает число отказов оборудования. Причина заключается в возникновении изгибающих и сминающих сил, воздействующих на корпус и узлы насоса. Причинами отказов при этом являются износ пары цилиндр-плунжер и не срабатывания клапанов, что приводит к не герметичности насоса.
Поэтому важно соблюдение скорости спуска оборудования и глубины спуска установок, УШГН не должен попасть в интервал интенсивного набора кривизны.
В случае прекращения или уменьшения подачи жидкости необходимо проверить состояние насоса или отдельных деталей. Для проверки состояния невставного насоса сначала извлекают на поверхность штанги с плунжером, а затем трубы с цилиндром насоса. (В двухклапанном насосе при подъеме плунжера) Для извлечения вставного насоса поднимают только колонну штанг вместе с глубинным насосом.
О срыве клапана можно судить по уходу жидкости из насосных труб в скважине. После подъема штанг на поверхность проверяют состояние плунжера и клапанов насоса.
Причиной прекращения подачи жидкости насосом часто является сработанность плунжера или всасывающего и нагнетательного клапанов. Если сработаны клапаны, нужно сменить их сработанные детали и снова спустить плунжер с клапанами, не поднимая цилиндр.
Плунжер считается пригодным для дальнейшего использования при сохранности видимого слоя хрома на его поверхности и отсутствие значительных следов коррозии и глубоких царапин. Допускаются неглубокие продольные риски (если риски не по всей длине плунжера) и небольшая сработанность к концу плунжера. На плунжерах с канавками риски, пересекающие канавки, не должны быть расположены в смежных секциях. Если один конец плунжера сработан незначительно, допускается перевертывание плунжера, его верхний конец становится нижним, а нижний верхним. Основными причинами прекращения подачи является износ клапанов и плунжерной пары, а также много отказов из-за обрыва штанг.
Произведено 172 ремонта из-за негерметичности НКТ. Произведен 61 ремонт с обрывами штанг. Произошло 12 аварий с подземным оборудованием, в том числе по соединениям УЭЦН - 5 аварий, 5 аварий - по резьбе НКТ, 3 аварий ликвидированы при ПРС, остальные оставлены КРС.
7. Методы увеличения производительности скважин
В соответствии с принятой в настоящее время квалификацией современные методы увеличения нефтеотдачи пластов подразделяется на 5 групп: тепловые, газовые, химические, физические и гидродинамические. Иногда вторая, третья и четвертая группы методов объединяются общим названием физико-химические методы.
К группе тепловых методов относятся:
- паротепловое воздействие на пласт;
- внутрипластовое горячее;
- вытеснение нефти горячей водой;
- пароциклические обработки скважин.
К группе газовых методов относятся:
- воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
- воздействие на пласт двуокисью углерода;
- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
К группе химических методов относятся:
- вытеснение нефти, водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
- вытеснение нефти растворами полимеров и другими заглушающими агентами (метицеллюлоза, полимерно-дисперсные системы; сернокислый алюминий и др.);
- вытеснение нефти щелочными растворами (в том числе раствором тринатрийфосфата, дистиллярной жидкостью и др.)
- вытеснение нефти кислотами;
- вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.)
- системное воздействие на призабойнные зоны скважин;
- микробиологические воздействие;
К группе физических методов относятся:
- электромагнитное воздействие;
- волновое воздействие на пласт;
- гидроразрыв пласта;
- горизонтальные скважины;
К группе гидродинамических методов относятся:
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
- нестационарное (циклическое) заводнение;
- форсированный отбор жидкости;
- ступенчато-термальное заводнение;
Технологическая эффективность применения МУН характеризуется:
- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, т.е. добычей с дополнительно приращенных извлекаемых запасов нефти.
Если применение МУН требует дополнительного уплотнения (разреживания) сетки скважин, то эффективность применения метода оценивается по сравнению с базовым вариантом, предусматривающим менее (более) плотную, рациональную систему размещения скважин.
В процессе разработки месторождений, как при базовом методе, так и с применением МУН, может осуществляться комплекс дополнительных мероприятий по повышению эффективности работы скважин и пластов
(единичные обработки призабойных зон, изменение давления нагнетания и отбора, бурения дополнительных скважин и т.д.) которые являются составной частью процесса разработки объекта. Поэтому разделять эффективность от их применения и применения МУН не следует.
В случае если разработка месторождения (объекта) базовым методом завершена и после этого было начато применение МУН, то вся последующая добыча относится за счет МУН.
На месторождении для повышения нефтеотдачи пластов используется в основном два метода: КИВ – кислотно-имплозионное воздействие и УДВ – ударно-депрессионное воздействие. С начала применения метода было обработано 88 скважин : 62 скважины – КИВ с дополнительной добычей – 29,9 тыс.тонн и УДВ- 26 скважин с дополнительной добычей 9,8 тыс.тонн. Методы увеличения нефтеотдачи применяемые в ЗАО «Алойл» представлены в таблице 7.1
Таблица 7.1
Методы увеличения нефтеотдачи применяемые в ЗАО «Алойл»
| Метод | Код | К-во скв/обраб | горизонт | Доп.доб,тонн | Примечание |
| СНПХ-9633 | 428 | 2 | кизеловск | 2625 | исп-ся в 1999 году |
| Волновое воздействие | 467 | 2 | бобрик | 132 | исп-ся в 2001 году |
| | | 7 | кизел | 3839 | |
| | | 2 | фаменск | 113 | |
| | | 11 | | 4084 | |
| Гипан+ж.стекло | 739 | 1 | кизел | 407 | |
| Кислотно имплозионное | 887 | | | | |
| воздействие | | 37 | кизел | 115970 | основной |
| | | 5 | заволжск | 9306 | метод |
| | | 7 | фаменск | 7925 | |
| | | 11 | кизел | 49761 | |
| | | 60 | | 182962 | |
| Ударно-депрессионное | 911 | | | | |
| воздействие | | 6 | бобрик | 29543 | основной |
| | | 6 | кизел | 736 | метод |
| | | 3 | заволжск | 3184 | |
| | | 6 | фаменск | 4634 | |
| | | 4 | пашийск | 7413 | |
| | | 1 | старооск | 54 | |