Курсовая. Сегодня нефтегазовая промышленность России
 Скачать 225.72 Kb.
|
|
1.4 Состояние разработки месторождения Западно - Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения - 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году. С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции - 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м3 растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м3, использование попутного газа - 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92.1%. Фактические уровни добычи нефти в 2005-2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год - 3846,1 тыс. т (проект - 3877,4 тыс. т), 2006 год - 3946,4 тыс. т (проект - 3935,4 тыс. т), 2007 год - 3948.1 тыс. т (проект - 3878,2 тыс. т). Всего за 2005-2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740.6 тыс. т. По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44. Коэффициент использования фонда: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости - 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут - 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи). В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении. Пласт АС9, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0.9 т/сут, по жидкости - 29.1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти - 0.2 тыс. т, жидкости - 7.2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) - 31.6 т/т, накопленный - 14.6 т/т. Объект БС1 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 628.9 тыс. т нефти и 9782.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93.6%. Текущий ВНФ - 14.6 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8.8 т/сут, по жидкости - 137.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 8934.4 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96.3%, текущая - 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа. Объект БС2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин - 19.1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337.0 тыс. т нефти и 6493.7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94.8%. Текущий ВНФ - 18.3 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9.8 т/сут, по жидкости - 189.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 4288.5 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90.2%, текущая - 65.3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа. Залежь пласта БС4, содержащая незначительные запасы (НИЗ - 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти - 12.8 т/сут, по жидкости - 244.3 т/сут. В 2007 году добыто 23.3 тыс. т нефти и 445.6 тыс. т жидкости при обводненности продукции - 94.8%. Текущий ВНФ - 18.1 т/т, накопленный - 7.1 т/т. Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС10-11. Пласт БС11 условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС10. В 1965-1991 гг. пласты БС10 и БС11 разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими ФЕС пласты БС10 и БС11 четко не выделяются и эксплуатируются совместно ( 40% скважин пласта БС11). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС10 и БС11; доля запасов пласта БС11 в общем объеме запасов горизонта БС10-11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки - в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки - 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740.7 тыс. т нефти и 10228.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73.2%. Текущий ВНФ - 2.7 т/т, накопленный - 1.1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости - 36.1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 12575 млн. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113.6%, текущая - 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 23.2 МПа. Пласт ЮС1, содержащий незначительные запасы нефти (НИЗ - 214 тыс. т), введен в разработку в 1995 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 107 тыс. т нефти. В 2007 году эксплуатировалось три скважины со средним дебитом по нефти - 14.1 т/сут, по жидкости - 16.9 т/сут. В 2007 году добыто 14.5 тыс. т нефти и 17.3 тыс. т жидкости, при обводненности - 16.3%. Разведка и оценка добывных возможностей горизонта ЮС2 осуществляется с 1980 года. В 1980-1989 годах на горизонт ЮС2 было углублено 11 скважин. В 1987-1989 годах в опытно-промышленную разработку был введен первый опытный участок с размещением скважин по девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв. В 2004 году на трех участках запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки - 16.6 га/скв., на участке 3 - 32.7 га/скв. Системы разработки планировалось организовать путем бурения стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен, формирование регулярных систем зарезкой боковых стволов не завершено. Предварительные результаты ОПР показывают, что в условиях горизонта ЮС2 эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах практически одинакова. С начала разработки по объекту ЮС2 добыто 1619 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 203.5 тыс. т нефти и 333.4 тыс. т жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, средний дебит по нефти составил 7.8 т/сут, по жидкости - 12.8 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 1475 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году - 377.6 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54.8%, текущая - 95.7%. С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти. С начала разработки месторождения проведено: 600 ГРП, 3180 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, 1219 скважино-операций по закачке потокоотклоняющих составов, 814 перфорационных и 372 изоляционных мероприятий. На месторождении пробурено 20 горизонтальных скважин, при КРС проведена зарезка 230 боковых стволов. Дополнительно добыто 10730.3 тыс. т нефти (6.4% от общего отбора), с учетом горизонтальных скважин и боковых стволов добыча нефти составила 17119 тыс. т (10.1% от общего отбора). 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Общие сведения о подземном ремонте скважин Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины. Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д. Наряд формируется на основе руководящего документа — классификатора и правил ведения ремонтных работ скважин. Для того чтобы составить наряд на подземный ремонт скважины, необходимо ещё собрать исходные данные, определить объём выполняемых работ. Текущий ремонт скважин включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скважин от отложений парафина, солей, песка, а также выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин. Цель текущего ремонта — устранение неполадок, нарушающих режим работы скважин, и замена подземного оборудования. Поэтому текущий ремонт скважин часто называют подземным ремонтом. Текущий ремонт скважин подразделяют на профилактический и восстановительный. Профилактический ремонт выполняется для упреждения неожиданных нарушений в работе подземного оборудования скважин и своевременного устранения накоплений в отложениях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести к непредвиденным нарушениям режима его работы. Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора нефти из скважин. Капитальный ремонт скважин. Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады. 2.2 Технология ПРС, оборудованных ШСНУ Перед началом ПРС бригада приступает к ремонту скважины только при наличии плана работ утвержденного и согласованного ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на ШСНУ. Непосредственно перед ремонтом скважины нефтепромыслу необходимо провести следующие подготовительные работы: • закрепить специальным зажимом полированный шток; • демонтировать канатную подвеску; • откинуть головку балансира. Убедиться в отсутствии избыточного давления в затрубном и трубном пространстве, установить подъемный агрегат на скважину, демонтировать устьевой сальник и произвести подъем плунжера на штангах (для вставных насосов — подъем насоса на штангах). Демонтировать устьевую арматуру, установить противовыбросовое оборудование, произвести подъем ШСН на НКТ, для вставных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой опоры, установки дополнительного оборудования, очистки от парафиноотложений или промывки забоя) — поднять НКТ. При подъеме НКТ и штанг тщательно осматривать НКТ, штанги и их соединительные муфты. Имеющие повреждения, такие как изгибы, зазубрины, коррозионный и механический износ, отбраковываются и не допускаются к повторному спуску. После подъема ШСН сделать запись в эксплуатационном паспорте о состоянии штанг, состоянии резьб, износа муфт, тела штанг и изгиба, состояние центраторов, состояние НКТ, состояние резьб, коррозионный и механический износ, отложение парафина и солей, состояние поверхности плунжера. Для спуска в скважину завозится отремонтированный ШСН с эксплуатационным паспортом. Разборка насоса на скважине запрещается. Насос подвергается визуальному осмотру, проверяется ход плунжера в цилиндре. Сверяется маркировка насоса с данными паспорта. Проверяется ход плунжера, состояние резьбовых соединений, патрубка-удлинителя, фильтра или газопесочного якоря (ГПЯ). Перед проведением СПО рабочая площадка и приемные мостки должны быть очищены от грязи. Спуск ШСН в скважину производится согласно компоновке, указанной в плане работ (заказ-наряде). Перед спуском производится замер длины труб и штанг. При спуске трубного насоса сначала нужно спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.), затем цилиндр с всасывающим клапаном, патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрессорные трубы до необходимой глубины. НКТ, спускаемые в скважину на внутренней поверхности, не должны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. После спуска НКТ проверить и при необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШСН более одного года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке. После посадки планшайбы на фланец колонной головки на штангах спускают плунжер. Не допуская 3-х последних штанг, произвести промывку насоса жидкостью глушения в объеме не менее 16 м3 для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании компоновки автосцепом плунжер спускается в цилиндре, предварительно навернув узел автосцепа (пику или захват) и затем спустить колонну штанг. Вставной насос спускается в следующей последовательности: защитное приспособление (газовый якорь, песчаный якорь, фильтр и т.п.), замковая опора. После посадки планшайбы на фланец колонной головки в колонну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного насоса. Насосные штанги, спускаемые в скважину, должны быть прямолинейными и чистыми (без каких-либо отложений и повреждений внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт). Спуск последних трех штанг производить на малой скорости, во избежание резкой посадки плунжера в насос или вставного насоса в замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или повреждению посадочной поверхности замковой опоры. При СПО штанг со скребками центраторами необходимо обязательное использование направляющей конусообразной воронки для предотвращения сколов скребков центраторов. Скорость спуска штанг — 0,25 м/сек, при этом производить визуальный контроль за целостностью всех скребков центраторов. После спуска насоса в скважину на требуемую глубину необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения нормальной работы штангового насоса. Подгонка хода плунжера. Посадка плунжера является наиболее ответственной операцией. При допуске плунжера к цилиндру, последнюю штангу спускают медленно, чтобы не допустить удара о нижнюю часть насоса. Проворачивая всю колонну насосных штанг круговым ключом по ходу часовой стрелки (не более 2-х оборотов), медленно вводят плунжер в цилиндр. Когда посадка произведена, делают отметку на штангах, приподнимают их и вторично сажают. Если метка на верхней (контрольной) штанге остается на прежнем месте, значит, плунжер находится в насосе. После этого регулируют ход плунжера при помощи подъемного агрегата. Осторожно приподнимают штанги до тех пор, пока ИВЭ-50 — электронный индикатор веса — зафиксирует вес всей колонны штанг, после этого делается вторая метка на верхней (контрольной) штанге. К расстоянию между первой и второй меткой плюсуется поправка на вытяжку штанг при работе ШСН, а суммарное расстояние составит 350—400 мм. В дополнение к суммарному расстоянию, на верхней (контрольной) штанге отмечают расстояние, соответствующее высоте СУСГ и нижнему положению головки балансира станка-качалки. Поднимают верхнюю штангу, отвинчивают и вымеряют этой штангой полированный шток, если верхняя (контрольная), штанга соответствует длине полированного штока, то ее заменяют полированным штоком. Полированные штоки выпускают диаметром 32 мм и длиной 2600—4600 мм. Длину полированного штока выбирают в зависимости от длины хода станка-качалки. При несоответствии длины верхней (контрольной) штанги длине полированного штока, подгонку (подбор) длины заменяемой верхней (контрольной) штанги производят подгоночными шточками (полуштангами) различной длины. Диаметр подгоночных шточков (полуштанг) должен соответствовать диаметру верхней части колонны штанг. Подбор длины заменяемой верхней (контрольной) штанги должен быть произведен так, чтобы соединение колонны штанг или подгоночных шточков (при подборе длины заменяемой контрольной штанги) с полированным штоком даже при самом верхнем положении плунжера не касалось СУСГ. После завершения работ по подгонке хода плунжера собрать устьевое оборудование и при помощи подъемного агрегата, перемещением колонны штанг сделать не менее 6-8 ходов плунжера и вызвать подачу (при низком статическом уровне долить скважину до устья). Провести ревизию СУСГ, сменить нижнее сальниковое уплотнение, в случае выявления дефектов СУСГ дать заявку нефтепромыслу на завоз нового и заменить его. При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения: -Износ штанг и истирание НКТ -Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды -Поступление из пласта в скважину газа и песка -Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг. Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает. Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами: -Используют насосы с уменьшенным вредным пространством -Увеличивают длину хода плунжера -Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине -Откачивают газ из затрубного пространства Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса: -Установка на приеме насоса песочного якоря -Регулирование отбора жидкости из скважины; -Применение трубчатых штанг. |