Дипломная (вкр): Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения

Таблица 3.1

Выполнение геолого-технических мероприятий за 1998 год

Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс. т. при плане 1335 тыс. т.

Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:

снижение производственных показателей, в связи с финансовыми трудностями;

невыполнение плана по вводу новых скважин;

невыполнение плана по переводу скважин под закачку.

Основные потери в добыче нефти представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Потери в добыче нефти

Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила: АС₁₀ - 362,1 тыс. т; АС₁₁ - 260,9 тыс. т; АС₁₂ - 572 тыс. т.

Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2%, по участку 2,15% от начальных извлекаемых запасов.

Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных пластов АС₁₁ и АС₁₂.

По пласту АС₁₂ наблюдается снижение объемов добычи, это связано с тем, что по пласту АС₁₂ проводилась основная доля ГРП в 1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.

Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН - 70,6%, ШГН - 25,8%, фонтаном - 3,6%. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258 тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважинам в целом по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам наблюдается увеличение среднего дебита: с 8,6 до 9,5 т/сут. (пласт АС10), с 7,2 до8,2 т/сут (пласт АС11), а по пласту АС₁₂ - снижение.с 8,5 до 7,5 т/сут.

Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин: действующий фонд скважин - 319, бездействующий фонд - 92.

Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин, за счет перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2 скважины из освоения прошлых лет и 1скважина из пьезометрического фонда. Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.

В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400 тыс. м3 - с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7%, текущая 139,6%.

Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на скважину 97 м3/сут.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99 г.: эксплуатационный фонд - 102, действующий фонд - 69, бездействующий фонд - 30,освоение - 3.

В целом по залежам пластов АС₁₁ и АС₁₂ наблюдается рост пластовых давлений АС₁₁ - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС₁₂ - с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление. А по пласту АС₁₀ наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2 атм. до 247,8 атм.

В бездействующем фонде скважин находится 29%, это связано с тем что нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.

Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10%, что связано с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС₁₀ увеличилась с 82% до 88%, АС₁₁ - с 40% до 60%., АС₁₂ - с 97% до 111%.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам: АС₁₀ - 5,8:1, АС₁₁ - 8:1, АС₁₂ - 4,9:1.

Компенсация по пласту АС₁₂ с начала разработки достигла 111% с одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение закачки по пласту АС₁₂ не нужно, а необходимо распределение ее по площади.

По пластам АС₁₀ и АС₁₁, как видно из таблицы, необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение механических примесей на водозаборах.

3.2 Динамика показателей разработки и фонда скважин

Таблица 3.3

Динамика основных показателей разработки правобережной части Приобского месторождения за 2000 год

Рисунок 3.1 - Динамика добычи жидкости и нефти

Рисунок 3.2 - Динамика изменения среднего дебита по действующим скважинам

Рисунок 3.3 - Динамика фонда добывающих скважин

Рисунок 3.4 - Динамика изменения добывающего и нагнетательного фонда

3.3 Осложнения при эксплуатации скважин

Одной из причин бездействия скважин Приобского месторождения являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. На части из этих скважин проведение работ по извлечению упавшего оборудования оказалось безуспешным. Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:

·   при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины - проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;

·   при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);

·   если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована.

Причиной бездействия скважин являются различные неисправности наземного оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры).

Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать:

1)   сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

2)   оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

3)    

1)   широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).

.3.1 Пескообразование

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подземных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.

В настоящее время 159 нефтяных скважин (более 36% эксплуатационного фонда) Приобского месторождения эксплуатируются с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции, количество которых колеблется в широком диапазоне от 0.028 до 23.182 г/л. И это является причиной отказа ЭЦН в 16% всех поломок.

В зависимости от геолого-физических характеристик нефтяных пластов, способа эксплуатации добывающих скважин следует отметить ряд особенностей в распределении осложненньх объектов:

из общего числа скважин с повышенным выносом мехпримесей 44.0% приходится на продукцию пласта АС12, 23.3% - на продукцию пласта АС10, 10.7% - на продукцию пласта АС11, 22.0% - на скважины совместно эксплуатирующие вышеперечисленные пласты. Однако, относительно численности скважин ЭЦН раздельно или совместно эксплуатирующих нефтяные горизонты это распределение выглядит несколько иначе: 48.7% скважин эксплуатирующих пласт АС10 осложнено повышенным пескопроявлением, для пластов АС12 и АС11 эта величина составляет 38.7 и 29.8%, соответственно; 29,4% скважин совместно эксплуатирующих вышеперечисленные пласты осложнены пескопроявлением.

анализ динамики выноса мехпримесей из выделенных в отдельную выборку 36 добывающих скважин, на которых проведен гидроразръгв пласта и имеются сопоставимые с датой гидроразрыва сведения о количестве выносимых из пласта мехпримесей, показывает, что в результате ГРП на 26 скважинах (72.2%) наблюдалось увеличение КВЧ, на остальных 10 скважинах (27.8%) данного явления не отмечено. В результате проведения ГРП наблюдался один (на 15 скважинах - 57.7%), либо два (на 11 скважинах - 42.3%) максимума в изменении количества выносимых мех-примесей. Причем на большинстве - 16 скважинах (61.5%) максимальный вынос мехпримесей наблюдался через 1 месяц после воздействия на пласт, на 6 скважинах (23.1%) этот период составил 2-3 месяца, на остальных объектах - 4-6 месяцев.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос мех примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

На рисунках 3.6-3.9 представлены зависимости изменения во времени дебита и содержания мехпримесей в добываемой продукции для скважин, на которых был проведен ГРП рисунки 3.6; 3.7, либо нет, рисунки 3.8; 3.9.

Полученные результаты указывают на имеющуюся взаимосвязь количества выносимых из скважины мехпримесей с ее дебитом: увеличение дебита, как правило, приводит и к росту содержания мехпримесей в выносимой скважинной продукции. Так как данное явление свойственно не только скважинам на которых проведен ГРП, так и тем, где гидроразрыв не проводился, то это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами. Следует отметить, что из скважин, где проведен гидроразрыв, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, ибо под воздействием гидроразрыва нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции.

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, что связано с увеличением депрессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05% приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Приобского месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей уровнем 432-434 мг/л.

Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мехпримесей из пластов Приобского месторождения следует отнести:

наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;

значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов. нарушающим целостность породы;

нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин.

Для повышения надежности предлагается конструкция ЭЦН с завихрителем, обеспечивающим круговое движение потока и, тем самым, из-за разности плотностей мехпримесей и жидкой фазы под действием центробежной силы, отделение мехпримесей от перекачиваемой продукции. Очистка продукции от мехпримесей позволит повысить теплоемкость и теплопроводность перекачиваемой жидкости, что способствует увеличению теплоотвода от электродвигателя и повышению надежности насосного агрегата в целом и за счет снижения абразивного износа узлов агрегата.

.3.2 Парафиноотложения (около 8%)

Парафиноотложения является причиной отказа УЭЦН в основном в зимнее время года. В основном парафин откладывается на стенках НКТ у режимных малодебитных скважин.