Можно выделить две группы гтм по увеличению производительности скважин
 Скачать 0.98 Mb.
|
|
4.4 Типовая конструкция скважины На Талинском месторождении все скважины наклонно-направленные, кустового бурения. Этот метод принят как экономически выгодный в данном регионе. Минимально количество 2 скважины, максимальное 32 скважины Эксплуатационная колонна спускается до забоя и цементируется. Затем нефтяной пласт вскрывают. Для этого при помощи перфоратора простреливают отверстия в колонне и окружающем ее цементном кольце. При таком способе вскрытия, пласт сообщается со скважиной только через отверстия прострелянные в колонне и цементном кольце. Процесс бурения скважины Бурение скважины под кондуктор велось турбинным способом, долотами диаметром 295,3 мм, на буровом растворе со следующими параметрами: удельный вес 1,17, вязкость 24 сек., водоотдача 5 см  /30 мин.,Кондуктор диаметром 245 мм спустили на глубину 650 м., зацементировали до устья и опрессовали давлением 70 атм. Бурение, под эксплуатационную колону, велось долотами диаметром 215,9 мм турбинным способом на буровом растворе: удельный вес 1,18, вязкость 26 сек., водоотдача 6 см  /30 мин.При достижения забоя 2934 м, был выполнен комплекс ГИС. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм была спущена на глубину 2934 м и зацементирована до глубины 50 м. Опрессовали водой давлением 176 атм. По окончанию бурения устье скважины оборудовали колонной головкой и ФА. Геофизические исследования проведенные в открытом стволе: . Ст.каротаж 1:200 2464 - 2924 м. . БКЗ 1:200 2464 - 2924 м. . Кавернометрия БК 1:200 2464 - 2924 ИК 1:200 2464 - 2924 МБК 1:200 Резистивиметрия 1:200 2464 - 2924 Инклинометрия 8 замеров Геофизические исследования проведенные в колоне: АКЦ кондуктора 1:500 650 - 0 РК (ГК, НГК) 1:500 40 - 2456 /- 1:200 2456 - 2900 . АКЦ 1:500 40 - 2456 /- 1:200 2456 - 2900 Процесс освоения Эксплуатационную колону D=146 мм прошаблонировали, шаблоном D 118 мм, длинной 16 м, до глубины 1700 м. НКТ с «пером» спущено на глубину 1800 м. Скважину промыли технической водой в течение 2-х циклов. В зону перфорации закачали  .Эксплуатационную колону опрессовали водой-давлением 176 атм.,а приустьевую часть воздухом-давлением 110 атм. НКТ подняли.Эксплуатационная колона проперфорирована, в интервале 2841 - 2853, перфораторами ПКС - 80 плотностью 14 на погонный метр. Всего отстреляно 168 зарядов. НКТ с воронкой спустили на глубину 2924 м. Скважину промыли технической водой в течении двух циклов, НКТ приподняли до глубины 2830 м. На устье установили верхнюю часть ФА и опрессовали водой-давлением 176атм. Скважину освоили путем замены воды на нефть, с последующим снижением уровня нефти до глубины 1000 м. 4.5 Осложнения при эксплуатации скважин На Талинском месторождении проведены исследования химического состава воды и определение ее рН по 414 скважинам. 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 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. 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 по всему пути следования газожидкостного потока. Физические методы борьбы с солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и электрических полей. Физические методы, также как и 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, температуростойкостью; ингибитор должен полностью предупреждать отложение солей в оборудовании; 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 хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Обобщая условия образования осадков установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов давлений, и реализуются 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 закачку 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. Условия разработки Талинского месторождения показали, что добыча нефти происходит при температурах 101 - 102  С. Эффективность ингибитора типа ПАФ несколько снижается с повышением температуры выше 85 С. и при применении их по методу закачки в призабойную зону пласта, можно не получить полной защиты от отложений солей в призабойной зоне пласта. На глубине подвески насоса температура газожидкостного потока значительно снижается, в связи с чем эффективность защиты насосного оборудования не снижается.Парафинзация. Процесс парафинизации оборудования вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения АСПВ на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических параметров течения добываемой жидкости в скважинах. Главным фактором, влияющих на выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели разработки (дебит и обводненность). Важным параметром определяющим начало выпадения парафина является температура насыщения нефти парафином. Метод определения возможности парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПВ, причем, чем больше разность этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала отложений находится на большей глубине. При известных характеристиках работы скважин можно рассчитать дебит при котором в стволе скважин происходит выпадение АСПВ. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции интенсивность парафинизации оборудования будет снижется. Это объясняется тем, что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры газонефтяного потока, гидрофилизация поверхности НКТ, это приводит к срыву отложения АСПВ со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в скважинах оборудованных штанговыми насосами, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колоны штанг. Защитные мероприятия на скважинах - закачка ингибитора СНПХ-7214 Р., растворителя ШФЛУ и гексановой фракции. На основание анализа свойств нефти и основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества скважин с АСПВ. Расчеты проведенные до 2000 года, показали, что прогнозный парафиновый фонд будет увеличиваться до 1993 года и составит 12 % от действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПВ составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами. Для оптимальной работы скважин предлагается расчет суточного количества реагента по формуле  / ,Где  - суточный расход ингибитора, л/сут; - оптимальная дозировка ингибитора для данного объекта, г/т; - дебит скважины по нефти, т/сут; - плотность ингибитора, кг/м .При разработке месторождения увеличились отложения солей на нефтепромысловом оборудовании. В состав отложений входят, карбонаты кальция (от 56,9 до 91,9 %), продукты коррозии металлоконструкций ( от 0,08 до 64,4% , органические соединения нефти, галит, кремнезем и гипс. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию, т.е. когда наблюдается неравенство  , где  - концентрация соединения или иона, потенциально свободного к выпадению в осадок,  - равновесная концентрация соединения или иона при данных условиях. Это неравенство смещает в сторону выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастание фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании химических несовместимых пластовых и закачиваемых в систему ППД вод. Вторым условием выпадение осадков, служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, в результате чего снижается величина равновесной концентрации. С применением заводнения происходит гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании попутно добываемых вод. При закачке воды в нефтяной пласт, образуется сложная многокомпонентная система: закачка воды - пластовая вода - погребная вода - нефть с растворенным газом - породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации солеобразующих ионов в попутно добываемых водах.Можно отметить, что отложение карбоната кальция происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими особенностями эксплуатации скважин. Так как основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах ЮК10 и ЮК11, был изучен состав пластовых вод, этих горизонтов, и влияния на них закачиваемой воды. Анализ данных по химическому составу воды показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Установлена тенденция к снижению минерализации и содержание практически всех ионов в пласте ЮК11 независимо от типа воды. В пластовых водах наблюдается присутствие сульфат ионов до 39 мг/л, которые могут вызвать отложение гипсов. Выпадение осадков наблюдается не только из пластовых и закачиваемых вод разной генетической природы, но и из смеси однотипных вод. В последнем случае превалирующее значение в образовании осадка вероятно, оказывает нестабильность пластовых вод при изменении термобарических параметров. Состояние карбонатного равновесия характеризуется показателем стабильности вод, значение которого рассчитывается на основании данных по составу попутно добываемых вод, рН водной среды, давлении и температуры, компонентному составу неразгазированной нефти пласта, обводненности добываемой жидкости. 5. Безопасность и экологичность проекта Основными законодательными актами по охране труда в нашей стране являются Конституция России, Основы законодательства и др. в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся. На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих правил безопасности и норм производственной санитарии, в данном проекте нами разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы операторов при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН. Всякая деятельность протекает из определенных мотивов и направлена на достижение конкретных целей. Жизнедеятельность - активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве ежегодно травмируется 650-700 тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными причинами этих негативных явлений являются: недостаточный уровень обучения и квалификации персонала; несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности; недостаточное оснащение производства системами очистки выбросов; устаревшее оборудование; В данном случае, описывается несколько мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды, предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение. 5.1 Анализ и оценка опасностей при выполнении работ, связанных с обслуживанием скважин, оборудованных УЭЦН Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти - это работа, в основном, на открытом воздухе (на кустах скважин), а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами (кустами), частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до -500С) и высокой влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторы. При низкой (сверхдопустимых норм) температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий. При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление). При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре (до +50 С) возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары. Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76. В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры (свище, щели по шву) вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Особенно опасен сероводород - сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S - 0,1 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-76.) Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин - высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии. Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро- и взрывоопасность объекта. Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудования ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая. Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления. Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность операторов в процессе труда: метеорологический фактор. Вредное влияние паров нефти и газа. Высокое давление. Повышенная пожаро- и взрывоопасность. Наличие высокого напряжения. Причины организационного характера. |