нефть. сибирский федеральный университет институт нефти и газа
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Анализ состояния фонда скважин Всего на Ванкорском месторождении на 2015 год в эксплуатационном фонде 647 скважин. Фонд нефтяных скважин составляет 399 скважин, в том числе действующий фонд составляет 355 ед., 6 скважин находятся в стадии вывода на режим и 21 скважина на стадии строительства и ожидающих освоения после бурения, 17 наблюдательных и пьезометрических скважин. Из 108 скважины нагнетательного фонда 98 скважин (90% фонда) - действующие, 5 в наблюдательном фонде, 4 остановленных и 1 бездействующая. Большая часть скважин была переведена под нагнетание после отработки на нефть. Фонд газовых скважин состоит из 22 единиц. Фонд водозаборных скважин состоит из 80 единиц. Распределение фонда скважин по характеру работы представлено на рисунке 2.4.  Рисунок 2.4 - Распределение фонда скважин по характеру работы Фонд нефтяных скважин на 84% представлен установками центробежных насосов и на 16% фонтанными скважинами. Это отношение остается неизменным ввиду постоянного ввода новых скважин, энергии пласта, которых хватает для поднятия флюида на поверхность и перевода в механизированный фонд, скважин, для которых дальнейший процесс фонтанирования невозможен. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 2.5.  Рисунок 2.5 - Распределение фонда скважин по способам эксплуатации Постоянный ввод новых скважин приводит к росту механизированного фонда. Так за скользящий год рост УЭЦН составил 142%. Действующий фонд УЭЦН наиболее представлен насосами следующей производительности - ЭЦН 1000,1250 (P75, P100) 17 % от общего числа, ЭЦН 800 (P60, P62) - 15 %, ЭЦН 320 (P22, P23) - 15 %, ЭЦН 400, 500 (P31, P35, P37) - 12 %. На долю установок с иной производительностью приходиться только 41% спущенных насосов. Таким образом, из анализа фонда скважин Ванкорского месторождения можно сказать, что все скважины высокодебитные, как по жидкости, так и по нефти. С целью извлечения нефти на поверхность используются высокопроизводительные электроцентробежные насосы компании CentroLift. Доля фонтанных скважин невелика и составляет порядка 16 %. Фонд скважин находится в постоянном росте, ввиду интенсивных буровых работ, проводимых на месторождении. Сравнение фонда скважин по дебиту и обводненности представлены в таблице 2.4. Таблица 2.4 - Сравнение фонда скважин по дебиту нефти и обводненности.
Анализ примененных методов, направленных на увеличение интенсификации нефти из пластов и интенсификации добычи нефти на месторождении Для увеличения извлечения нефти из пластов и поддержания пластового давления на Ванкорском месторождении применяется система ППД. Поддержание пластового давления осуществляется путем искусственного заводнения пласта через нагнетательные скважины. Рабочим агентом, закачиваемым в пласт, является вода. Во избежание закупоривания пор в пласте, вследствие выпадения нерастворимых солей и других осадков, закачиваемая вода проходит специальную подготовку. Главными источниками водоснабжения для системы ППД на Ванкорском месторождении являются подземные воды, а также воды отстойных резервуарных парков и установок по подготовке нефти. Также для поддержания пластового давления в пласте НХ III-IV было начато нагнетания в газовую шапку газа с 2013 года. Использование системы ППД позволяет сдерживать падение пластового давления и увеличивает КИН. На данный момент в фонде нагнетательных скважин находится 152 скважины. Применение горизонтальных скважин позволяет увеличить нефтеотдачу. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. На скважинах нижнехетского пласта Нх-1 в 2011 и 2013 были проведены работы по одностадийному и многостадийному гидравлическому разрыву пласта. В результате были получены увеличенные притоки ранее связанной воды из нижних алевролитистых песчанников. Применение ГРП оказалось нерентабельным. На данный момент с целью интенсификации добычи нефти из пласта Нх-1 и предупреждения прорыва связанной воды в компании выполняются работы по оценке эффективности бурения многозабойных скважин. Анализ выработки запасов нефти и эффективности реализуемой системы разработки По результатам контроля выработки запасов геолого-промысловыми и промыслово-геофизическими методами исследований установлены значения темпа разработки всех эксплуатируемых объектов. Основные данные о выработке запасов нефти представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 - Основные данные о выработке запасов нефти на 01.01.2014.
На основании данных анализа текущего состояния разработки объекта можно сделать выводы о том, что в целом эффективность системы разработки находится на среднем уровне. Есть определенные проблемы, но они не критичны. Рекомендуется увеличить степень охвата месторождения, увеличить объем добычи нефти, избегать резкого роста обводненности. Отклонение значений основных технологических показателей разработки от проектных в пределах допустимого. Осложняющие факторы Осложнения при эксплуатации скважин на Ванкорском месторождении могут быть связаны со следующими причинами: многолетнемерзлые породы (ММП); высокий газовый фактор продукции скважин; высокое давление насыщения нефти; большая глубина спуска насосно-подземного оборудования; сверхнормативная кривизна скважин; отложения АСПО и газогидратов в лифтовых колоннах и выкидных линиях, отложения солей; механические примеси; снижение продуктивности пласта; коррозионный износ подземного оборудования. При эксплуатации скважин необходимо предусмотреть меры по устранению перечисленных осложнений. Для создания нужной депрессии на забое, а также перекачки скважинной жидкости на Ванкорском месторождении широко используются электроцентробежные насосы. Основным осложняющим фактором при эксплуатации УЭЦН является вынос мехпримесей. Несмотря на широкое использование противопесочных фильтров, на данном этапе эксплуатации скважин Ванкорского месторождения так и не удалось полностью решить проблемы, связанные с влиянием мехпримесей. Основной причиной отказов функционирования рабочих органов УЭЦН - высокий вынос мехпримесей . Износ рабочих органов УЭЦН может быть зачастую вызван попыткой увеличения дебита в скважине , что в свою очередь приводит к увеличению скорости фильтрации флюида и пластового песка, что зачастую приводит к разрушению фильтрующего элемента. Рассмотрим причины отказов электроцентробежных насосов на Ванкорском месторождении. На рисунке 2.6 представлена динамика причин отказов УЭЦН в 2014 году.  Рисунок 2.6 - Динамика причин отказов УЭЦН в 2014 году Как видно из причин отказов основные проблемы связаны с механическими примесями (в том числе и АСПО) и солеотложениями, что составляет 80% всех отказов за 2014 год. Таким образом, из анализа фонда скважин Ванкорского месторождения можно сказать, что все скважины высокодебитные, как по жидкости, так и по нефти. С целью извлечения нефти на поверхность используются высокопроизводительные электроцентробежные насосы компании CentroLift. Доля фонтанных скважин невелика и составляет порядка 16 %. Фонд скважин находится в постоянном росте, ввиду интенсивных буровых работ, проводимых на месторождении. 3 Специальная часть Механизм возникновения и условия формирования мехпримесей Современное состояние нефтегазовой промышленности отличается ухудшением качества ресурсной базы, увеличением трудноизвлекаемых запасов, а также возникновением различных осложнений условий эксплуатации. В результате, актуальность приобретает проблема эффективности разработки технологий добычи углеводородов в осложненных условиях. Вынос механических примесей является одной из самых актуальных проблем, встречающейся на истощённых месторождениях. В результате выноса механических примесей возникают опаснейшие осложнения - снижение уровня добычи из-за образования песчаных пробок, потребность очистки продукта от песка и его экологически безопасного утилизирования, смятие обсадных колонн в интервалах продуктивного пласта, абразивная эрозия внутрискважинного и наземного оборудования. Проблема механических примесей чаще всего встречается на месторождениях терригенных горных пород (песчаниках), к которым относится и Ванкорское месторождение, данные породы представляют собой однородные агрегаты обломочных зерен размеров от 0,1 мм до 2 мм, связанных минеральным веществом. Породообразующими минералами песчаников являются кварц, полевой шпат, слюда, глауконит и т.д. Причины разрушения коллектора и выноса мехпримесей разделяют на три основные группы, исходя из условий их формирования: геологические (литология, особенности залегания пласта-коллектора), технологические (условия эксплуатации скважин и вскрытия пластов) и технические (конструкция забоя). Геологические: глубина залегания пласта и пластовое давление; горизонтальная составляющая горного давления; свойства пластового песка (угловатость, глинистость): степень сцементированности породы пласта, её уплотненность и естественная проницаемость; продолжительность выноса песка; характер добываемого флюида и его фазовое состояние; попадание подошвенных вод в залежь и растворение цементирующего материала. Технологические: скорость фильтрации пластовых флюидов в прискваженной зоне, градиент давления, минерализация пластовых вод, обводненность добываемой продукции. Технические: поверхность забоя, конструкция забоя; через которую происходит фильтрация (интервал вскрытия пласта, открытость или закупоренность перфорационных каналов и т.д.). Источники формирования и состав механических примесей представлены на рисунке 3.1.  Рисунок 3.1 - Источники механических примесей Причины выноса мехпримесей, как уже было сказано выше, делятся на 3 вида, что отражено на рисунке 3.2.  Рисунок 3.2 - Причины выноса мехпримесей | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||