Отчет по практике по березовской площади. Введение Общие сведения о промысловом объекте
 Скачать 1.48 Mb.
|
 Рисунок 3.1 – Технологические показатели разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения с 1962 по 2015 гг.  Рисунок 3.2 – Технологические показатели разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения с 1962 по 2015 гг. Анализируя рисунки 3.1 и 3.2 отметим, что начиная с 1962 года годовая добыча росла с каждым годом, максимального своего значения в 4475 т/год показатель достиг в 1970-1971 годах, свой максимум показатель продержал до 1975 года, затем резко пошел на спад, на отчетную дату 01.01.2016 г. годовая добыча нефти составляла 650 т/год. Годовая добыча жидкости в начала разработки увеличивалась до 1985 года, максимальная цифра годовой добычи жидкости составляла 8300 т/год, после 1985 года добыча жидкости снижается, за счет применения методов ограничение водопритока и увеличения нефтеотдачи пластов, к отчетному году добыча жидкости составляет 3775 т/год. Обводненность в 1966 году составляла всего 4 %, после этого увеличивалась до 81,8 % в 1987 году, сейчас показатель более стабилен, изменения в обводненности составляет +/- 5 %. Закачка с целью ППД началась с 1975 года, закачка воды в этом году составила 9581 т, пластовое давление 15,8 МПа. С 1986 года объемы закачки воды стали резко снижаться, так как вместо этого было приянто решение использования третичных МУН. Максимум объемов закачки достигнут в 1977 году, снизив при этом обводненность до 72%. Компенсация отбора закачкой сохраняется в интервале 101-170 %, что непременно доказывает эффективность внутриконтурного заводнения, который применяется по всему Ромашкинскому месторождению. Среднесуточный дебит по нефти на отчетный год составил 5 т/сут, а по жидкости 27 т/сут. Коэффициент извлечения нефти (КИН) 0,6 д.ед. Темп отбора от НИЗ за последние годы сохраняется на стабильном уровне и составляет 0,3-0,7 д.ед, а темп отбора от ТИЗ находится в диапазоне 3,5-8,5 %. Таким образом отметим, что Березовская площадь Ромашкинского месторождения находится на последней стадии разработки, в связи с чем отмечено снижение фактических показателей добычи нефти и увеличения доли воды в продукции скважин. КИН по площади на сегодняшний день составляет 60 %. Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации Проведем характеристику фонда скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения по состоянию на 01.01.2018 г (таблица 3.3) На Березовской площади Ромашкинского месторождения эксплуатационный фонд скважин составляет 520 скважин, из них действующего фонда 368 скважин. Большинство скважин эксплуатируются с помощью штанговых глубинных насосов. Таблица 3.3 – Характеристика фонда скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения по состоянию на 01.01.2018 г.
Рассмотрим распределение скважин оборудованных ШСНУ по применяемому типу наземного привода, типу насоса, длине хода, числу качаний, глубине спуска насоса, динамическому уровню  Рисунок 3.3. – Распределение скважин по типу наземного привода, для скважин оборудованных УСШН Из рисунка 3.3 отметим, что 30 % от общего фонда скважин, оборудованным УСШН имеют привод станка качалки с номинальной нагрузкой на устьевом штоке 80 кН, максимальной длиной хода полированного штока 3,5 м и крутящим моментом 40 кН м. 15 % скважин от общего фонда оборудованы гидроприводами ПШГНТ10-3-5500.  Рисунок 3.4 – Распределение скважин по типу насоса, для скважин оборудованных УСШН Из данных, представленных на рисунке 3.4 отметим, что основное количество скважин оборудованных УСШН имеют в своем исполнении вставной насос, с толстостенным цилиндром, с верхним расположением замка и механическим креплением также такие насосы имеют диаметр НКТ равный 60,3 мм, и внутренним диаметром насоса 31,8 мм. Широко распространены насосы с диаметрами НКТ 73 мм и реже 88,9 мм, диаметры насосов чаще всего 31,8, 38,1, 44,5 мм. Из данных, представленных на рисунке 3.5 и 3.5 отметим, что 100 скважин из 271 скважины оборудованных УСШН, эксплуатируются с длиной хода 3,5 м. По числу качаний стоит отметить, что у основного количества скважин, оборудованных УСШН установлено число качаний от 2,5 до 4,4 об/мин.  Рисунок 3.5 – Распределение скважин по длине хода, для скважин оборудованных УСШН  Рисунок 3.6 – Распределение скважин по числу качаний, для скважин оборудованных УСШН Из рисунков 3.7 – 3.8 отмечается, что у основного количества скважин, которое составляет 66 % от общего фонда, насос спущен на глубину от 951 до 1250 м, динамический уровень у большинства скважин соответственно составляет 600-1200 м.  Рисунок 3.7 – Распределение скважин по глубине спуска насоса, для скважин оборудованных УСШН  Рисунок 3.8 – Распределение скважин по динамическому уровню, для скважин оборудованных УСШН Из рисунка 3.9 отмечаем, что большинство скважин оборудованы электроцентробежными насосами с подачей 125 и 60 м3/сут и напором 1300, 1500 м. Из рисунка 3.10-3.11 отметим, что на основное количество скважин эксплуатирующие с помощью УЭЦН, спущен насос с подачей 60 и 125 м3/сут и напором 1300 и 1500 м соответственно. На скважинах Березовской площади ЭЦН в основном спущен на глубины 1251 до 1550 м. Динамический уровень на скважинах, оборудованных УЭЦН составляет от 600 до 1200 м, в зависимости от забойного давления скважины, а соответственно и динамического уровня скважины (рисунок 3.11).  Рисунок 3.9 – Распределение скважин по типу насоса, для скважин оборудованных УЭЦН  Рисунок 3.10 – Распределение скважин по глубине спуска насоса, для скважин оборудованных УЭЦН  Рисунок 3.11 – Распределение скважин, оборудованных УЭЦН по динамическому уровню На рисунке 3.12 рассмотрим приемистость нагнетательных скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения.  Рисунок 3.12 – Распределение нагнетательных скважин по приемистости Рассмотрим приемистость нагнетательных скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения, представленным на рисунке 3.12. Из гистограммы видим, что в основном нагнетательные скважины с низкой приемистостью менее 80 м3/сут. На рисунках 3.13-3.15 рассмотрим распределение по дебитам нефти, жидкости и обводненности по всему действующему фонду скважин Березовской площади Ромашкинского месторождения.  Рисунок 3.13– Распределение скважин Березовской площади по дебиту нефти  Рисунок 3.14 – Распределение скважин по Березовской площади по дебиту жидкости  Рисунок 3.15 – Распределение скважин Березовской площади по обводненности Из рисунков 3.12-3.15 отметим, что основное количество скважин эксплуатируются с низкими дебитами по нефти, а именно 160 скважин имеют дебиты по нефти до 5 т/сут. Дебиты по жидкости также невысокие: на 113 скважинах дебиты по жидкости от 15 до 30 м3/сут. Обводненность на скважинах Березовской площади также высокая: на 181 скважинах показатель превышает более 50 %. Таким образом По фонду скважин отметим, что основное количество скважин эксплуатируется с помощью установок штанговых глубинных насосов, более половины фонда имеют дебиты по нефти менее 5 т/сут, что свидетельствует о малодебитности скважин по нефти с высокой обводненностью. ОРГАНИЗАЦИЯ ППД НА ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ Источники водоснабжения С 1986 года в качестве экспериментальных работ на Березовской площади Ромашкинского месторождения начали закачку пластовой воды для целей ППД. Пластовая вода позволяет вовлечь в разработку слабопроницаемые пласты и пропластки, кроме того, пластовая вода является химически совместимой по температурному режиму по сравнению с пресной водой, отличительным преимуществом пластовой воды это уменьшение затрат на подготовку и очистку в отличие от той же пресной. В 1988-1989 годах на Березовской площади освоено несколько нагнетательных скважин для внедрения внутрискважинной перекачки воды, но из-за того, что оборудование часто выходило из строя, то от ВСП отказались, альтернатива нашлась в применении межскважинной перекачки воды. На сегодняшний день практически весь третий блок Березовской площади Ромашкинского месторождения переведен под закачку методов МСП. Кроме пластовой и пресной воды на Березовской площади активно применяются сточные воды для целей ППД. По процентному соотношению использование сточной воды на Березовской площади составляет 60 %, пресной -20 % и пластовой- 20 %. Применение сточной воды для заводнения является выгодным мероприятием, если пресная вода в дефиците, самое главное, что использование сточной воды сокращает загрязнения водоемов. Также доказано, что сточные воды обладают высокой нефтеотмывающей способностью, поскольку имеют низкое поверхностное натяжение и высокую температуру, что предотвращает выпадения солей и АСПО. Оборудование нагнетательных скважин Нагнетательная скважина предназначена для закачки рабочих агентов с целью восстановления приемистости нагнетательных скважин или воды с целью поддержания пластового давления. Ключевой задачей скважин такого типа это замена коллекторского флюида. Устройство нагнетательной скважины устроена таким образом, чтобы нагнетать газ в газовую шапку, точнее в законтурные области залежей нефти для поддержания необходимого давления или нагнетания воды. Схема нагнетательной скважины также как и любая другая предполагает наличие устья скважины и наземного оборудования, как правило фонтанной елки и тройника, в глубокую область устанавливается колонна насосно-компрессорных труб. На рисунке 4.3.1 представлена схема оборудования нагнетательной скважины.  Арматура нагнетательной скважины предназначена для полной герметизации устья и контроля закачиваемого агента, она установлена на колонную обвязку (колонный фланец). Оборудование нагнетательных скважин должно быть полностью герметичным, для того чтобы уровень герметичности был допустимым, необходимо цементировать пространство за колонной НКТ, если породы неустойчивые дополнительно устанавливают пакер. К оборудованию нагнетательных скважин предъявляются требования, например НС должна быть обязательно оборудована колонной НКТ и пакером (при необходимости). Чтобы исключить замерзание воды при пуске и остановке скважины вода из арматуры удаляется с помощью задвижек и заполняется незамерзающей жидкостью. Приемистость нагнетательных скважин-это основной технический параметр, который характеризует возможность закачки рабочего агента в пласт. Терминология приемистости скважин звучит как объем смеси, закачиваемый в пласт за определенный промежуток времени. Приемистость нагнетательной скважины напрямую зависит от мощности пласта, характера вскрытия и репрессии- разницы между пластовым и забойным давлением. Требования к закачиваемой воде К закачиваемой воде предъявляются особенные требования, самым главным условием является совместимость с пластовой водой, чтобы исключить выпадения в осадок твердых взвешенных частиц. Относительно размеров частиц необходимо соблюдать следующее: - концентрация частиц диаметром более 5 мкрн должна быть менее 10000 ед/мл; -максимальный диаметр частиц не должен превышать 10 мкрн; Таким образом система очистки должна удалить 96 % частиц диаметром более 5 мкрн. Кроме того, необходимо помнить, что закачиваемая вода: - не должна вызывать коррозию оборудования; - приводить к образованию АСПО и солей; - не приводить к уменьшению приемистости нагнетательных скважин; - вода не должна содержать кислород; - содержание сульфатвосстанавливающих бактерий не может превышать 1 мл на 1 л воды; - содержание мех.примесей не выше 6 мгл - не должна приводить к кольматации пор пласта, не должна приводить к разбуханию пород пласта; - сточная вода должна обладать повышенной нефтеотмывающей способностью; - концентрация СВБ должна быть снижена с 1-1000 мл до максимум с 1 мл. Популяция сульфатвосстанавливающий бактерий должна контролироваться в связи с эксплуатационными проблемами, которые связаны с биозагрязнениями, коррозией, окислением флюидов коллектора. - содержание основных аэробных бактерий должно быть снижено до 10 мл для предотвращения биозагрязняющих проблем. Таким образом к закачиваемой воде предъявляются свои требования, которые обязательно должны быть соблюдены, если какое-то условие не выполнено вода, предназначенная для закачки, отправляется на повторную очистку. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН В процессе эксплуатации скважин возникает множество осложнений приводящие к выходу скважин в ремонт, это могут причины, связанные с работой пласта, например интенсивное солеотложение, выпадение смол, парафинов, АСПО, песка высокая обводненность продукции скважин. Рассмотрим осложнения возникшие при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на Березовской площади в период с 2016 по 2018 гг (таблица 5.1, рисунок 5.1). Таблица 5.1 – Распределение причин ремонтов, проведенных на Березовской площади Ромашкинского месторождения
Из рисунка 5.1 видим, что основными осложнениями добывающих и нагнетательных скважин на Березовской площади Ромашкинского месторождения в период с 2016 по 2018 гг являются ухудшение приемистости нагнетательных скважин 20 ремонтов за анализируемый период, высокая обводненность добывающих скважин – 17 ремонтов по данной причине, также на площади часто происходит отложение проппанта в насосе – 15 ремонтов. Также часто встречались такие проблемы как отложения парафинов в насосе и в НКТ, коррозия труб, износ клапанных узлов ШСН.  Рисунок 5.1 – Распределение причин ремонтов проведенных на Березовской площади Разберем некоторые причины осложнений, возникших в период с 2016 по 2018 гг на Березовской площади Ромашкинского месторождения (рисунок 5.1) Засорение забоя, клапанов штангового глубинного насоса, заклинивание плунжера ШСН, износ клапанных узлов ШСН может возникнуть из-за интенсивного выпадения песка из продукции скважин, связанных с геологическими особенностями объекта. На нагнетательных скважинах основной причиной ухудшения работы скважин становится снижение приемистости, которая может возникнуть в т.ч. из-за загрязнения призабойной зоны пласта. Выпадение АСПО, парафинов происходит из-за нарушения термодинамического состояния пласта или из-за несовместимости пластовых и закачиваемых вод, которая может привести к заклиниванию, износу элементов ГНО, или даже к обрыву штанговых колонн. Наличие водонефтяных эмульсий может способствовать отвороту штанг и заклиниванию плунжера ШСН. Из-за негреметичности НКТ или эксплуатационной колонны возможна высокая обводненность продукции скважин. Негерметичности способствуют низкое качества цементного камня, коррозионное разрушение, отложений солей и АСПО и др. Таким образом отметим, что основными осложнениями, возникающими на скважинах Березовской площади Ромашкинского месторождения являются выпадение парафинов, высокая обводнненость, коррозия оборудования и низкая приемистость нагнетательных скважин. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||