Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади
Рефераты >> Геология >> Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем определяющим изменение пластового давления.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление постоянно, либо медленно снижается, однако в течении всего периода разработки залежи оно выше давления насыщения. Поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени.

Под действием напора краевых и подошвенных вод происходит постепенное перемещение контура нефтеносности и обводнение эксплуатационных скважин ведущие к падению добычи нефти.

Водонапорный режим является самым эффективным из всех остальных. Для него характерен очень высокий коэффициент нефтеотдачи, иногда до 0,9. Такая нефтеотдача достигается при оптимальных темпах отбора.

2.7 Конструкция скважин

На залежи применяется следующая схема бурения:

1. Под направление скважина бурится на воде.

2. Под кондуктор бурится турбобуром на воде.

3. Под НКТ из-под кондуктора до глубины 900-1000м и бурится на воде.

4. С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.

5. Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

Все скважины имеют одноколонную конструкцию. Направление диаметром 324мм с толщиной стенки 9-10мм спускается на глубину от 30 до 41м. Кондуктор 245мм с толщиной стенки 8-10мм, спускается на глубину от 165 до 32 м. НКТ диаметром 146 и 168мм спускается на глубину от 1669 до 1838м. толщина стенки эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах – 8мм, в добывающих – 7мм; 7 и 8мм, 8 и 9мм, в зависимости от результатов расчета по данным конкретных условий эксплуатации скважин. Для обеспечения нормальных условий бурения, закачивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр. Тампонажный раствор за направлением и кондуктором поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной – как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Осложнения в бурении, заключающиеся в осыпании пород происходит как правило в интервале кыновских глин и приводит к прихвату инструмента. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.

3. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Характеристика эксплутационного фонда скважин

Рис.1. Динамика фонда нефтяных скважин.

Проведенный анализ динамики фонда скважин за последние 4 года показывает (см. гистограмму), что эксплуатационный фонд скважин по НГДУ «ЛН»с 2001 года по 2004 год вырос с 2387 скважин до 2530. При этом происходит уменьшение ввода скважин, оборудованных УЭЦН. Это связано с тем, что по НГДУ ежегодно проводятся геолого-технические мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции. К эти методам относятся закачка в пласты различных изоляционных материалов, таких как НБП, СНПХ9633 и др.

Наряду с снижением обводненности скважин после закачки вышеуказанных реагентов, происходит уменьшение пропускной способности пород. По этой причине производился перевод скважин с ЭЦН на добычу штанговыми насосами. Это и является причиной увеличения фонда скважин, оборудованных УШСН.

Рост бездействующего фонда связано с тем, что до проведения различных мероприятий, не рентабельный фонд скважин останавливается, добыча нефти по этим скважинам временно прекращена.

Таблица 2 Динамика парафинящегося фонда

Наименование

2002г.

2003г.

2004г.

Парафинистый фонд скважин, в том числе ШГН, ЭЦН

657

621

36

682

651

31

250

250

-

Кол-во ремонтов по причине АСПО, в т.ч. ШГН ЭЦН

ЭЦН

145

141

4

140

137

. 3

56

53

. 3

По ЦДНиГ-1 часторемонтируемый фонд скважин в 2004г. составил 7 скв., а в 2003г. их было 19 скв., т.е. количество скважин часторемонтируемого фонда уменьшилось в 2,7 раза, что связано с 96% охватом осложненного фонда средствами борьбы с АСПО.

3.2 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УСШН

Многообразие условий эксплуатации обуславливает различные причины отказов оборудования. Большинство отказов связано с действием эксплуатационных факторов. Их можно разделить на три основные группы: Коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение; износ; образование на поверхности оборудования значительных отложений парафинов и солей.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. Они представляют собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с пластовой водой. Наиболее интенсивному разрушению подвержены колонны НКТ.

98 % всех обрывов насосных штанг и НКТ происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения. Значительному износу подвержены уплотнительные поверхности задвижек, используемые в обвязке устья скважин.

Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин эксплуатируемых насосным способом — значительные отложения парафина и солей. Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН представлены в таблице 3.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина в НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, что приводит к обрыву штанг или их заклиниванию. Увеличивается также и нагрузка на головку балансира, нарушается его уравновешенность. В связи с уменьшением проходного сечения уменьшается коэффициент подачи, вплоть до полного прекращения подачи вследствие образования пробок.

Таблица 3. Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН по НГДУ "ЛН"

 

Причины ремонта

2000

2001

2002

2003

1

2

3

4

5

6

1

Оптимизация работы скважины

293

324

100

139

2

ППР. Снижение подачи

92

102

146

227

3

Неисправность насоса

12

12

10

8

4

Износ (повреждение) корпуса насоса  

4  

8

-

20  

5

Заклинивание плунжера ШСН

42

29

34

57

6

Износ клапанных узлов ШСН

16

6

9

28

7

Износ колонны НКТ

24

22

23

20

8

Трещина в теле НКТ

57

36

38

25

9

Трещина в муфте НКТ

14

8

7

4

10

Износ резьбы НКТ

12

10

10

13

11

Износ НКТ истиранием

9

6

4

1

12

Отворот штанги

26

17

14

10

13

Обрыв штанги по телу

80

92

75

95

14

Заклинивание зависание штанг

2

39

39

40

15

Износ центраторов

-

9

4

4

16

Наличие водонефтяной эмульсии

12

6

4

8

17

Отложение парафина в насосе

9

25

15

14

18

Отложение парафина на НКТ

118

87

87

83

19

Отлож.солей гипса в насосе, НКТ

26

19

14

52

20

Осыпание стекла

16

22

1

13

21

Отложение прод-в корр. в насосе

9

10

2

8

22

Прочие отлож.на приеме насоса

27

14

14

29

23

Падение на забой оборудования

9

10

-

-

24

Причина не установлена

25

35

17

18  

25

Извлечение штанг

63

12

-

15

26

Износ, обрыв полированного штока

37

37

31

20

27

Негерметичность устьевой армат.

77

64

76

62

28

Прочие расхаж и др.б/п

25

39

38

40

29

Итого по ШГН ПРС

1069

837

790

1085

 

КРС

48

268

219

227

 

Преждевременные ремонты

303

259

205

293

 

Кол-во часто ремонтир. скв.

103

118

111

130

 

Кол-во ремонтов 2 и более

221

267

244

310

 

Фонд ШГН

1710

1742

1935

1942

 

МРП

681

715

687

650


Страница: