Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

Интервал перфорации: 3206-3213, 3206-3204,3124-3128. горизонт: РТ.

Дебит скважины составляет 12,6 тонн в сутки по жидкости, 0,2 тн/сут. по нефти, обводненность 98%.

Коэффициент подачи насоса 0,7. С начала эксплуатации накопленная добыча по скважине составляет 176580 тонн нефти, в т.ч. 52 тонн механизированным способом.

 

 

          2.2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин.

 

Мероприятия по предупреждению парафиноотложений  при эксплуатации скважин

В процессе разработки месторождения Центрально-Восточная Прорва возможны осложнения, связанные с парафинизацией нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти, с обводнённостью продукции скважин при выбранной системе разработки в режиме вытеснения закачиваемой водой, а также с необходимостью восстановления проницаемости призабойной зоны скважин.

Парафиноотложения

          В настоящее время мероприятия по предупреждению образования парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании не проводятся. Для предупреждения образования органических отложений в подземном оборудовании в мировой практике добычи парафинистых нефтей широко применяется использование ингибиторов парафиноотложений, которые, обладая поверхностно-активными свойствами, влияют на начало кристаллизации, стабилизируют кристаллическую фазу и предупреждают осаждение АСПО на поверхности оборудования.

Ингибиторная защита предусматривает  постоянную подачу реагента дозировочными  насосами в затрубное пространство. Необходимая дозировка подбирается  расчетным путем по результатам  лабораторных испытаний и выбора наиболее эффективного и экономически выгодного реагента.

В последнее время в мировой  практике добычи парафинистых нефтей нашло широкое применение использование  метода магнитно-индукционной обработки  нефтей (МИОН) для борьбы с отложениями  парафина на поверхности лифтовых труб и труб нефтесборных коллекторов. В качестве магнитных индукторов используются малогабаритные высокоградиентные постоянные магниты из сплава неодим-железо-бор. Срок сохраняемости параметров МИОНов до 10 лет.

          МИОНы устанавливаются по приведённой схеме (рисунок 2.4). Один МИОН устанавливается у башмака колонны НКТ, а второй (один или несколько) на глубине ниже 50-100 м от места начала отложения АСП.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок  2.4 - Принципиальная схема установки магнитных индукторов МИОН

 

 

2.2.3. Требования  и рекомендации к системе сбора  и промысловой подготовки продукции  скважин.

 

Система внутрипромыслового сбора  и подготовки добываемой продукции  месторождения предназначена для  сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту подготовки для доведения промыслового потока нефти и газа до товарной кондиции и сдачи потребителю.

При выборе технологии внутрипромыслового сбора и подготовки необходимо учитывать:

-устьевые давления  и динамику их изменения в процессе эксплуатации месторождения;

-газосодержание добываемой  продукции;

-реологические характеристики  добываемой продукции (вязкость, температуру застывания);

-ожидаемые дебиты  нефти и газа;

-прогнозируемый уровень  обводненности;

-конфигурацию месторождения;

-схему расположения  добывающих скважин;

-наличие существующей  системы сбора и подготовки, а  также удаленность существующего  объекта подготовки от добывающих  скважин;

-способ утилизации  попутного газа с учетом метода  разработки и потребностей региона;

-наличие энергоисточников  в регионе.

Система внутрипромыслового сбора  и транспорта должна удовлетворять  следующим требованиям:

-обеспечить герметичность  сбора добываемой продукции;

-обеспечить точный  замер дебита продукции каждой  скважины;

-обеспечить учет промысловой  продукции месторождения в целом;

-обеспечить надежность  в эксплуатации всех технологических  звеньев;

-обеспечить автоматизацию  всех технологических процессов.

К мероприятиям по регулированию процесса разработки относятся методы воздействия на залежь, усовершенствующие существующую систему разработки. Из известных ныне геолого-технических мероприятий по регулированию процесса разработки на месторождении осуществляются:

1. Перевод  на механизированный  способ эксплуатации  после прекращения  фонтанирования; 
2. Отключение высообводненных скважин; 
3. Бурение дополнительных скважин;
4. Изоляция пластовых вод;
5. Дополнительный прострел. 

От геолого-технических  мероприятий по регулированию процесса разработки за последние пять лет  получена  дополнительная добыча в следующем количестве:

1) ввод из бурения  - 23,721 тыс.тн;

2) ввод из освоения  - 17,0 тыс.тн;

3) пуск из консервации  - 14,17 тыс.тн;

4) пуск из бездействия  - 10,23 тыс.тн;

5) изоляция пластовой  воды - 9,459 тыс.тн;

6) перевод на механизированную добычу  - 7,568 тыс.тн;

7) форсированный отбор  жидкости  - 4,87 тыс.тн. и другие  мероприятия.

Всего дополнительная добыча  составила  91,900 тыс. тн. Такое  количество  для  месторождения  за пять лет,  конечно, незначительно.

Как изложено в предыдущей главе, в связи с истощением пластовой энергии, с увеличением обводненности продукции, основное количество  фонда переведены с фонтанного способа на механизированный способ (49 скважин). 18 скважин - 100% обводнены. 19 скважин находятся в консервации из-за высокого газового фактора. Такие немаловажные  причины снижают эффективность механизированного фонда, а значит и процесс разработки в целом.

          При выполнении данного анализа  разработки были собраны данные  о состоянии пробуренного фонда скважин, добычи нефти, воды и газа, сведения о выполнении мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки. Построены графики показателей разработки, карты суммарных отборов.

На основании характеристики текущего состояния разработки, анализа выработки запасов и эффективности осуществляемых геолого-технических мероприятий установлено:

1. По месторождению отобрано  около 60,78% запасов, числящихся  на балансе ВГФ при обводненности  59%, хотя по объектам выработка  неравномерна, если по III и VI объектам выработка низкая  8,98%, и 22,88%, то по II и V объектам она составила 82,58% и 79,6%.

2. Текущий коэффициент нефтеотдачи  по месторождению  0,28. Самая высокая  нефтеотдача достигнута по V среднеюрскому  горизонту 0,41, а по нижнекелловейскому  и пермотриасовому  горизонтам  0,01 и 0,1 соответственно.

3. Темпы отборов ниже проектных  и по горизонтам и по месторождению,  за исключением I и V горизонтов, где темп отбора выше проектных  значений.

4. По построенным  характеристикам   вытеснений:

EQн – LgEQж,

как по объектам, так и  по месторождению в целом процесс  разработки за последние годы отмечается как  эффективный.

По верхнекелловейскому  горизонту   неэффективен с 1998 года.

По среднекелловейскому  горизонту   неэффективен с 1997 года.

По V среднеюрскому горизонту   отмечается незначительный эффект.

По триасовым горизонтам, хоть и  небольшой, отмечается эффект в последние  годы.  

5. Годовой  отбор по месторождению  составил 292,9 тыс.т нефти и 708,5 тыс.т жидкости. Обводненность 59%. Темп отбора 0,9 %. При этом годовые отборы по горизонтам составили: Ю-I –15,13 тыс.т нефти и 31,8 тыс.т жидкости; Ю-II – 80,751тыс.т нефти и 304,094тыс.т жидкости; Ю-III – 1,33 тыс.т нефти и 5,48 тыс.т жидкости; Ю-IV – 4.994 тыс.т нефти и 12.902 тыс.т жидкости; Ю-V – 100,38 тыс.т нефти и 234,39 тыс.т жидкости; по триасовым горизонтам – 29,667 тыс.т нефти и 31,145тыс.т жидкости. По Западному полю – 60,61 тыс.т нефти и 88,68 тыс.т жидкости.

6. При сопоставлении проектных  и фактических показателей разработки  по месторождению выявлено отставание добычи нефти на 38%, добыча жидкости отстает на 49%. Основной причиной является отставание добывающего фонда и невыполнение проектных решений. 

По II объекту добыча нефти отстает  на 40%, добыча жидкости  на 55%. Такое  значительное отставание связано с низкими дебитами и отставанием добывающего фонда на 19 единиц.                                       

По V объекту, наоборот, опережение фактических  показателей добычи нефти, жидкости, фонда в 2 и более раз. Это связано  с изменением извлекаемых запасов  в сторону увеличения.                                             

7. Объекты I, III, IV не  разбурены по проектной сетке,  разрабатываются 1 – 2 скважинами  вместо 6 – 7  скважин по проекту.  По I объекту 5 единиц против 3 проектных.                                                                                                      

По проекту (1988г) остались непробуренными 14 проектных добывающих скважин: на  I объекте одна скважина  (№ 264), на III объекте шесть скважин  (№№ 438, 439, 440, 441, 442, 443), на IV объекте четыре скважин  (№№ 445, 446, 447), на VII объекте  четыре скважин (№№ 430, 432, 433, 435).  По триасовым горизонтам согласно проекта все скважины пробурены , кроме четырех  скважин, из них только 12 скважин работают на своем объекте. Большие отставания почти в 4,6 раза по добыче нефти, в 9 раз по добыче жидкости  объясняется отставанием фонда на 15 единиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          2.3.  Анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации ШГНУ на месторождении Центрально-Восточная Прорва

 

          2.3.1. Краткий обзор и анализ по теме дипломного проекта.

 

 В данном дипломном проекте произведен анализ показателей надежности и коэффициента эксплуатации штанговой глубиннонасосной установки на месторождении Центрально-Восточная Прорва,  введены основные понятия, такие как оборудование ШГНУ, надежность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость и т.д. Также рассмотрен вопрос «Почему рвутся штанговые колонны?» и  проблемы и перспективы совершенствования станок-качалок.

Штанговая глубиннонасосная установка (рисунок 2.5).

Использование: в нефтедобывающей промышленности, а именно в добыче нефти, и может быть применено для добычи любой пластовой жидкости, например воды. Обеспечивает повышение эффективности работы установка за счет использования давления гидростатического столба жидкости. Сущность изобретения: устройство состоит из двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб (НКТ). Устройство имеет также колонну штанг, помещенную во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и глубинно-насосных устройств. Каждое из последних выполнено в виде корпуса с кольцевым каналом, цилиндра с отверстиями, поршня и полого штока. Он жестко соединен с колонной штанг. Глубинно-насосное устройство имеет также приемный и нагнетательный клапаны. Внутренняя колонна НКТ разделена и изолирована по высоте на автономные интервалы подъема. Для этого она имеет верхние и нижние перегородки. Поршень помещен между этими перегородками. Он жестко связан с полым штоком и образует с верхней и нижней перегородками соответственно верхнюю и нижнюю камеры. Последняя из них через отверстия в цилиндре сообщена с кольцевым пространством между трубами НКТ. Верхняя камера сообщена с полостью штока и образует перекачивающее устройство. В кольцевом пространстве установлены конусные перегородки и помещена жидкость. Плотность этой жидкости обеспечивает давлением своего столба перемещение поршня вверх.

        Устройство относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к добыче нефти, и может быть применено для добычи любой пластовой жидкости, например воды.

          Известна штанговая глубинно-насосная установка, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб, колонны штанг и глубинного насоса, помещенного на нижнем конце НКТ.

          Недостатками известной установки является то, что прием всей нагрузки от веса жидкости и веса колонны штанг и плунжера производится верхней штангой и головкой балансира станка-качалки и подъем их осуществляется полностью приводом, работающим от электроэнергии.

Рисунок 2.5. Схема глубиннонасосной установки.

Наиболее близким техническим решением является передача части нагрузки от головки балансира (со штанг) насосно-копрессорных труб при помощи гидравлических компенсаторов.

          Недостатками этих насосных установок являются:

          -невозможность использования для подъема потенциально присутствующих при подъеме природных видов энергии (давления гидростатического столба тяжелых жидкостей, например, пластовой минерализованной воды, более полное подъемной энергии газа и др.);

         -передача части нагрузки от веса жидкости, находящейся во всей колонне на нижние штанги, которые обычно имеют меньший диаметр по сравнению со штангами верхней ступени колонны;

          -большие динамические нагрузки на глубинно-насосную установку при ее работе;

          -увеличение утечек через глубинно-насосную установку с увеличением давления в подъемной колонне труб.

          Технической задачей является повышение эффективности работы установки за счет использования давления гидростатического столба жидкости.

         Задача решается тем, что штанговая глубинно-насосная установка, состоящая из двух концентрично расположенных колонн насосно-компрессорных труб, колонны штанг, помещенных во внутренней колонне насосно-компрессорных труб, глубинно-насосных устройств, каждое из которых выполнено в виде корпуса с кольцевым каналом, цилиндра с отверстиями, поршня, полого штока, жестко соединенного с колонной штанг, приемного и нагнетательного клапанов, которыми внутренняя колонна разделена и изолирована по высоте на автономные интервалы подъема, для чего она имеет верхние и нижние перегородки, а поршень помещен между перегородками, жестко связан с полым штоком и образует с верхней и нижней перегородками соответственно верхнюю и нижнюю камеры, последняя из которых через отверстия в цилиндре и кольцевой канал в корпусе сообщена с кольцевым пространством между внутренней и внешней колоннами и выполняет подъемно-разгрузочную функцию, а верхняя камера сообщена через приемно-нагнетательный клапан с полостью штока и образует перекачивающее устройство, при этом в кольцевом пространстве установлены конусные перегородки и помещена жидкость с удельным весом, обеспечивающим давлением столба этой жидкост