Согласовано начальник производственного отдела по добыче нефти и газа оао Татнефть Р. Н. Ахметвалиев
 Скачать 1.57 Mb.
|
|
Инженерный центр ОАО «Татнефть»
А Н А Л И Зэффективности эксплуатации малодебитных скважин в периодическом и постоянном режимах Начальник отдела техникии технологии добычи нефти С.А. Фролов Альметьевск 2004Оглавление стр.
Приложение ВведениеВ данном анализе рассмотрены вопросы, связанные с определением целесообразности периодической эксплуатации малодебитных скважин установками скважинных штанговых насосов с учётом современного состояния техники и технологии добычи нефти и средств замера дебита, расхода электроэнергии, определения обводнённости. Экспериментальные работы проведены в НГДУ «Альметьевнефть», «Ямашнефть», «Бавлынефть» в период с августа 2003 по январь 2004 года. По результатам выполненного анализа разработаны рекомендации по повышению эффективности эксплуатации малодебитных скважин. 1.Краткая характеристика малодебитного фондаскважин ОАО «Татнефть»Классификация скважин по дебитам предусматривает наличие трёх групп: высокодебитные, среднедебитные и малодебитные. В категорию малодебитных, согласно принятой в ОАО «Татнефть» типизации [1], входят скважины с дебитом по жидкости менее 5 м3/сут при высоте её подъёма до 1400 м. Динамика малодебитного фонда скважин ОАО «Татнефть» по отношению ко всему эксплуатационному за период с 1 января 1999г. по 1 ноября 2003г. представлена на рис. 1.  Рис. 1.Как видно из представленного рис. 1, за анализируемый период количество скважин девонского эксплуатационного фонда увеличилось на 272 (2,3 %), а сернистого – на 964 (11,6 %). За этот период количество скважин девонского малодебитного фонда снизилось на 388 (10,2 %), а сернистого увеличилось на 56 (1,4 %). По состоянию на 01.11.03г. эксплуатационный фонд ОАО «Татнефть» составляет 21513 скважин, из них 7464 малодебитных (34,7 %). Сведения по основным технологическим показателям малодебитного фонда скважин ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.11.2003г. по данным «ТатАСУнефть» представлены в табл. 1. Таблица 1. Основные показатели работы малодебитного фонда скважин ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.11.2003г.
Как видно из табл. 1, относительная доля скважин малодебитного фонда по отношению ко всему действующему достаточно высока и составляет 33,36 %, в т.ч. по девону – 26,03 % и по карбону – 42,57 %. За 10 месяцев 2003 г. малодебитным фондом скважин добыто 12,25 % всей нефти, а объём добываемой жидкости этим фондом составил всего 3,87% от общего количества. За 10 месяцев 2003г. на малодебитном фонде скважин было выполнено 2956 подземных ремонтов, что составляет 29,9 % от общего количества ПРС. При этом доля ПРС, выполненных на малодебитном фонде скважин, несколько ниже, чем на всём действующем (0,480 против 0,507). Стоит также отметить, что этот показатель на девонском малодебитном фонде скважин на 6,8 % выше, чем на угленосном (0,498 против 0,466). Распределение добываемой жидкости и нефти малодебитным фондом скважин по отношению к общему объёму добычи в зависимости от горизонта разработки за 10 месяцев 2003г. представлено на рис.2.  Рис. 2. Из рис. 2 видно, что за 10 месяцев 2003 г. на долю девонских малодебитных скважин пришлось всего 2,28 % от общего объёма добываемой жидкости из нижних горизонтов, а на долю угленосных малодебитных скважин – 9,36 % от общего объёма добываемой жидкости из верхних горизонтов. За этот период малодебитными скважинами добыто 2515,8 тыс.т нефти, в т.ч. девонскими – 999,3 тыс.т (8,33 % от всей девонской нефти) и сернистыми – 1516,5 тыс.т (17,76 % от всей сернистой). Средний по ОАО «Татнефть» дебит малодебитных скважин за 10 месяцев 2003 г. составил: по жидкости 2,4 м3/сут, в т.ч. по девону – 2,5 и по карбону – 2,3; по нефти 1,3 т/сут, в т.ч. по девону – 1,2 и по карбону – 1,4. Доля скважин малодебитного фонда, эксплуатирующихся в периодическом режиме, по отношению ко всему действующему, а также усреднённые показатели по этому фонду скважин по состоянию на 01.01.2004г. представлены в табл. 2. Таблица 2. Средние показатели по малодебитному фонду скважин, эксплуатирующихся в периодическом режиме, по состоянию на 01.01.2004г.
Как видно из табл. 2, доля малодебитных скважин, эксплуатирующихся в периодическом режиме, по отношению ко всему действующему фонду составляет в различных НГДУ от 2,1 % (НГДУ «ЕН») до 11,7 % (НГДУ «НН») и в среднем по ОАО «Татнефть» - 6,3 % (1191 скважина). Средние значения дебитов по жидкости данного фонда скважин составляют от 1,1 м3/сут (НГДУ «ЯН») до 3,1 м3/сут (НГДУ «АН»). Средние минимальные значения обводнённости отмечены в НГДУ «ЯН» - 17,2 %, максимальные в НГДУ «ИН» - 41,3 %. Таким образам, малодебитный фонд скважин, в т.ч. эксплуатирующийся в периодическом режиме, составляет значительную долю действующего фонда скважин и обладает существенным потенциалом по повышению эффективности его эксплуатации, так как средняя обводнённость этих скважин в 2 раза ниже, а средний коэффициент подачи насосов в 1,4 раза меньше, чем на всём остальном фонде. 2.Результаты экспериментальных исследований скважин на постоянном и периодическом режимах эксплуатации Основными факторами, определяющими эффективность периодической эксплуатации малодебитных скважин, являются изменения следующих показателей: затраты на электроэнергию; дебиты скважин по нефти; эксплуатационные расходы для осуществления периодической эксплуатации; затраты на подземный ремонт скважин. 2.1.Постановка задачи и проведение экспериментальных исследований Для проведения комплексных исследований скважин на постоянном и периодическом режимах эксплуатации, согласно утверждённой главным инженером ОАО «Татнефть» «Программе экспериментальных работ», было выбрано 17 скважин, оборудованных УШГН, с различными геолого-технологическими характеристиками (по шесть скважин в НГДУ «Альметьевнефть» и «Бавлынефть», и пять скважин НГДУ «Ямашнефть»). Все выбранные скважины были оборудованы следующим набором технических средств контроля: электронные счётчики потребления активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа-1000» (НГДУ «АН», «ЯН») и ЦЭ-6803В (НГДУ «БН»); контроллеры типа «КамИнтелл» для осуществления периодической откачки (в НГДУ «АН»); программные реле времени типа «Хронотрон» (в НГДУ «БН» и «ЯН»). Десять скважин были оборудованы счётчиками количества жидкости (СКЖ), установленными на устье скважин. На семи скважинах индивидуальный замер осуществлялся с помощью СКЖ, установленных на ГЗУ. В соответствии с «Программой …» были проведены промысловые исследования всех скважин на периодическом режиме, которые осуществлялись на двух режимах: «ручном» и с помощью программных реле времени (контроллеров). После выполнения исследований на периодическом режиме скважины были переведены на постоянную эксплуатацию. Перевод скважин на постоянную эксплуатацию осуществлялся путём смены глубинного насоса или оптимизации параметров работы СК (уменьшение числа качаний или длины хода). Кроме этого согласно «Программе …» с целью обеспечения постоянной эксплуатации для ряда скважин было внедрено следующее оборудование: насосы без всасывающего клапана – на двух скважинах НГДУ «АН» и двух НГДУ «БН»; цепные приводы ЦП-60-18-3-0,5/2,5 – на двух скважинах НГДУ «ЯН»; установка винтового штангового насоса (УВШН) – на одной скважине НГДУ «ЯН». 2.2.Краткий анализ геолого-технологических параметров работы малодебитных скважин В соответствии с «Программой …» на каждой скважине проведено не менее трёх комплексных исследований на каждом режиме работы. Результаты промысловых исследований скважин представлены в табл. 2. Как видно из табл. 2, для проведения экспериментальных работ были выбраны 10 скважин (58,8 %), эксплуатирующихся на девонском горизонте и 7 (41,2 %) – на карбоне. Насосами типа Н-32 оборудованы 12 скважин, эксплуатирующие горизонты девона, типа Н-44 – пять скважин, эксплуатирующие горизонты карбона. Сводные данные по геолого-технологическим параметрам работы выбранных скважин приведены в табл. 3. Таблица 3. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||