Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 2.69 Mb.
|
1.4. Геолого-технические мероприятия, проведенные за период 2018-2020 гг.Всего за период 2018-2020 гг. в скважинах пласта В-1 Бариновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения было проведено 26 ГТМ, из которых 10 за 2018 год, 6 за 2019 год и оставшиеся 10 за 2020 год. Большую часть из всех ГТМ приходится на оптимизацию режима работа скважины ОПТ (ТР3-2, 24%), в 20% случаев производились обработки призабойной зоны различными вариантами солянокислотных обработок СКО (большеобъемная солянокислотная обработка, кислотные ванны, задавка солянокислотного состава с вязкой обратной эмульсией, КР7-1). 12% от всех проведенных ГТМ составляли дополнительная перфорация (ДП, КР7-14) и переходы и приобщения пластов (ПП, КР4-1). Помимо этого, проводились мероприятия по ликвидации аварии (ЛА, КР3-4, 8%), гидроразрыв пласта ГРП (КР7-2, 4%), планово-предупредительный ремонт (ППР, ТР5-5, 8%), а также ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК, КР2-1, 4%). ГТМ, проведенные за период 2018-2020 гг. сведены в таблицу 1.4.1 с обозначением шифра текущего или капитального ремонта в последнем столбце. Распределения частоты проведения мероприятия одного вида обобщены и представлены на диаграмме рис. 1.4.1. С  редний относительный прирост дебита нефти после ГТМ составляет 165,7%, а жидкости 142,53%.Рис. 1.4.1. Частота проведения геолого-технических мероприятий за 2018-2020 гг. В добывающей скважине №326 (остановлена 17.02.2018, запущена в работу 29.03.2018) Бариновско-Лебяжинского месторождения проводились мероприятия по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны после ее обводнения до 99%. Для определения интервала негерметичности был спущен прибор для комплексных исследований КСП16М5. В ходе исследования была несколько раз замерена температура по стволу. Первый замер (фоновый) был выполнен после 5 часов технического отстоя скважины. Все последующие замеры проводились при закачке в скважину технической жидкости цементировочным агрегатом ЦА-320 при давлении 60 атмосфер и после закачки. В предполагаемом интервале нарушения были проведены детальные исследования с меньшей скоростью и повышенным разрешением записи: термометрия, резистивиметрия, высокочувствительная термометрия, механическая расходометрия. В результате было установлено точное место негерметичности эксплуатационной колонны, поглощающее жидкость. Точно определить место нарушения (негерметичности) позволила регистрация изменения температуры относительно фоновой записи в интервале негерметичности. Для перекрытия НЭК в интервале 1701,3 – 1702,1 м, был установлен пластырь длиной 28,34 м. После установки пластыря скважина была опрессована водой давлением 15 МПа в течение 30 мин и давлением 10 МПа в течение 1 суток. Опрессовка подтвердила успешность проведенного мероприятия. Таблица 1.4.1. - Геолого-технические мероприятия, проведенные за 2018-2020 гг.
Выводы В административном отношении Бариновско-Лебяжинское газонефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского и Кинельского районов Самарской области, в 60 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В 28 км к юго-востоку от месторождения расположен г. Нефтегорск, являющийся центром крупного нефтедобывающего района области. Рассматриваемый объект приурочен Бариновскому куполу пласта В-1, который в свою очередь приурочен к верхней части отложений турнейского яруса. Органогенно-обломочные и органогенные известняки, слагающие пласт В-1, литологически неоднородны: прослои проницаемых пород чередуются с плотными непроницаемыми разностями. Чередование при этом носит незакономерный характер. Коллектор имеет пористость 0,2, проницаемость 0,022 мкм2. Начальная нефтенасыщенность 0,89, размеры залежи в плане 4,9x3,2-1,3 км, высота – 30м. Залежь неполнопластовая. Нефть легкая (плотность 810 кг/м3, вязкость 3,01 мПа·с), парафинистая. Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу с высокой степенью минерализации и затрудненными водообменом. Состав газа характеризуется повышенным содержанием сероводорода и углекислого газа что обусловливает высокую коррозионную обстановку и накладывает более жесткие требования к коррозионному исполнению скважинного оборудования. За последние три года (2018-2020 гг.) на объекте было проведено 26 геолого-технических мероприятий, из которых оптимизация режима работы скважины ОПТ 24%, 20% - обработки призабойной зоны различными вариантами солянокислотных обработок СКО (большеобъемная солянокислотная обработка, кислотные ванны, задавка солянокислотного состава с вязкой обратной эмульсией), по 12% - дополнительная перфорация (ДП) и переходы и приобщения пластов. Помимо этого, проводились мероприятия по ликвидации аварии (8%), гидроразрыв пласта ГРП (4%), планово-предупредительный ремонт (8%), а также ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (4%). Средний относительный прирост дебита нефти после ГТМ составляет 165,7%, а жидкости 142,53%. 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Состояние эксплуатационного фонда скважин По состоянию на 01.01.2021 эксплуатационный фонд состоит из 11 добывающих скважин, из которых 10 находятся в постоянной работе, 1 скважина в бездействии и 4 нагнетательных скважин, находящихся в постоянной работе. В таблицах 2.1.1 и 2.1.2. приведены номера скважин добывающего и нагнетательного фонда соответственно, по которым будет проводиться анализ проведенных текущих и капитальных видов ремонта, а также межремонтного периода и наработки на отказ. [1] Таблица 2.1.1 - Действующий фонд добывающих скважин пласта В-1 Бариновского поднятия Бариновско-Лебяжинского месторождения.
Таблица 2.1.2 - Действующий фонд нагнетательных скважин пласта В-1 Бариновско-Лебяжинского месторождения.
2.2. Анализ проведенных подземных и капитальных ремонтов за последние три года Причины простоя скважин за период 2018-2020 гг. сведены в таблицу 2.2.1. Таблица 2.2.1 – Причины простоя скважин за период 2018-2020 гг.
Д  иаграмма распределения причин простоя представлена на рис. 2.2.1 Рис. 2.2.1 - Диаграмма распределения причин простоя скважин Гистограмма распределения причин простоя скважин по годам представлена на рис. 2.2.2. Р  ис. 2.2.2 - Гистограмма распределения причин простоя скважин по годам (2018-2020 гг.) Анализ причин простоя, представленных в таблице 2.2.1 и на рис. 2.2.1, а также гистограмме, изображенной на рис. 2.2.2, позволяет сделать вывод, что в среднем число остановок скважин для подземного и капитального ремонтов за каждый год держится на одном и том же уровне и составляет 14 остановок. Большую часть всех остановок скважин (60,98%) составляет проведение ГТМ. Оставшиеся 39,02% - отказы работы скважины и внутрискважинного оборудования, среди которых наиболее распространенной причиной является отложение солей, приводящее в случае рассматриваемых скважин к прекращению подачи вследствие уменьшения проходного сечения НКТ или полной забивке приемной сетки ЭЦН (81,25% случаев отказов). В 12,5% случаев причиной отказа послужил слом вала ЭЦН, вызванный заклиниванием вследствие солеотложений. В оставшихся 6,25% всех случаев отказов причиной отказа послужила негерметичность эксплуатационной колонны. Количество остановок скважины за три года для одной причины остановки (отказа) позволяет сделать заключение об отсутствии тенденции к увеличению или уменьшению числа отказов (остановок скважин), вызванных единой причиной. Кроме того, основной их причиной является интенсивное солеотложение и осложнения, вызванные им, в частности, негерметичность, вызванная коррозионными процессами. Необходимо использование ингибиторов коррозии и солеотложений в соответствии с типом солей, минерализацией и дебита жидкости для улучшения условий эксплуатации скважинного оборудования. 2.3. Анализ межремонтного периода и наработки на отказ за последние три года Для определения надежности работы нефтепромыслового оборудования (в частности, скважин) используются такие технические параметры как межремонтный период (МРП) и средняя наработка на отказ (СНнО). Для скважины под межремонтным периодом понимается продолжительность фактической ее эксплуатации от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Средняя наработка на отказ – среднее время между возникновениями отказов. Данные понятия довольно близки между собой, но имеют некоторые отличия. Так МРП рассчитывается по формуле:  В то время, как СНнО рассчитывается по нижеприведенной формуле:  Таким образом, МРП учитывает общее фактическое время наработки всех скважин за 1 год, в то время как СНнО учитывает фактическую наработку только отказавших скважин. Причем, в случае СНнО за время наработки берется полное время наработки оборудованием даже если оно выходит за пределы рассматриваемого года. Анализируя паспорт скважин за 2018, 2019 и 2020 годы, рассчитаем МРП и СНнО и построим график, представленный на рисунке 2.3.1. Соответствующие значения МРП и СНнО сведены в таблицу 2.3.1. Таблица 2.3.1 – МРП и СНнО за 2018, 2019 и 2020 гг.
Р  ис. 2.3.1. - Межремонтный период и средняя наработка на отказ за 2018, 2019 и 2020 годы.Анализ динамики показателей МРП и СННО позволяет сделать заключение об отсутствии тенденции данных показателей к увеличению или уменьшению. Однако из предыдущего раздела можно сделать заключение о том, что 81,25% всех отказов так или иначе связаны с интенсивным солеотложением и осложнениями, вызванными им, или электрохимической коррозией вследствие высокой минерализации пластовой воды и присутствия сероводорода. По этой причине важно принять меры превентивной защиты скважинного оборудования путем применения средств ингибиторной защиты, которые позволят одновременно увеличить как межремонтный период, так и среднюю наработку на отказ, улучшив экономические и технические показатели работы скважин. Выводы По состоянию на 01.01.2021 эксплуатационный фонд состоит из 11 добывающих скважин, из которых 10 находятся в постоянной работе, 1 скважина в бездействии и 4 нагнетательных скважин, находящихся в постоянной работе. Межремонтный период (МРП) и средняя наработка на отказ (СНнО) за 2018, 2019 и 2020 гг. не имеют заметной тенденции. В среднем число остановок скважин для подземного и капитального ремонтов за каждый год держится на одном и том же уровне и составляет 14 остановок. Среди всех случаев остановок скважин 60,98% составляет проведение ГТМ. Оставшиеся 39,02% - отказы работы скважины и внутрискважинного оборудования. Большую часть всех отказов (81,25%) составляет отложение солей или слом вала ЭЦН вследствие заклинивания (12,5%) как осложнение по причине солеотложений. В оставшихся 6,25% случаев отказов причиной послужила негерметичность эксплуатационной колонны. Необходимо использование ингибиторов коррозии и солеотложений в соответствии с типом солей, минерализацией и дебита жидкости для улучшения условий эксплуатации скважинного оборудования. |