Общая характеристика нефтегазодобывающего предприятия и района работ

Произошли изменения контура  нефтеносности, но площадь нефтеносности практически не изменилось. Распространение эффективных нефтенасыщенных толщин изменилось значительно.

Ранее максимальная эффективная  нефтенасыщенная толщина по турнейскому  пласту была отмечена в скв. 507 - 4 м, а  сейчас скв. 574, 576 вскрыли толщины  более 8 м, а скв. 570, 575 - более 16,0 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина увеличилась в 2,3 раза. ВНК принят на отметке -1374 м по результатам испытания в колонне в скв. 532 с учетом результатов ГИС.

В пределах ВНК запасы отнесены к категории C1. Балансовые запасы по залежи турнейского пласта увеличились на 138,5 %.

Достижение проектного КИН в процессе разработки этих объектов традиционными методами заводнения может быть проблематичным.

С этой целью на данной стадии изученности месторождения  по программе CHOISE, разработанной во ВНИИ, сделан выбор возможных технологий воздействия на пласт на основании физико-химических критериев.

По результатам расчетов для всех эксплуатационных объектов к применению допустимо ограниченное число методов повышения нефтеотдачи:

 

 

 

 

 

-закачка двуокиси углерода;

-закачка газа высокого  давления (ГВД);

-гидродинамические методы;

Однако следует отметить, что программа CHOISE учитывает только геолого-физические критерии и то не все, и совершенно не учитывает уровень материально-технической обеспеченности методов и условия их экономической эффективности для их применения.

Заводнение с двуокисью  углерода может быть не реализовано  из-за необеспеченности данного метода необходимыми техническими средствами.

 Применение ГВД (и  закачка водогазовых смесей \ ВГС \, допустимое только для пластов Тл_2-а и Бб) требует значительных ресурсов газа и сопряжено с большими техническими трудностями. Кроме того для продуктивных пластов Тл_2-а и Бб к применению допустимо щелочное заводнение, которое, как показала практика, может быть успешно использовано в терригенных коллекторах и на поздних стадиях разработки объектов.

На данной стадии изученности  месторождения реальными технологиями для выработки запасов нефти являются гидродинамические методы.

Залежи нефти пластов Трифоновского месторождения относятся к категории низкопроницаемых (Тл_2-б, Т), среднепроницаемых (Тл_2-а, Бб_1, Б6₂, Мл).

Опыт работы ТПП "Когалымнефтегаз" показал, что наилучшие результаты по воздействию на ПЗП для низкопроницаемых пластов дает гидравлический разрыв пласта (ГРП).

На 1.01.07 было проведено 474 ГРП. Успешность проведения ГРП составила 97%. Средняя продолжительность эффекта составила 860 суток. Среднее увеличение дебита после ГРП составило 5,1 раза. Основным параметром, влияющим на продолжительность эффекта ГРП, оказался объем пропанта, примененного для закрепления трещин ГРП. Прирост дебитов нефти при объеме пропанта 4 м³ в 2 раза выше, чем при объеме менее 3 м³.

Исходя из приведенного анализа, рекомендуется при проведении ГРП для закрепления трещин использовать не менее 4м³ пропанта. Для карбонатного пласта Т рекомендуется также обработка ПЗП 3-х компанентным составом.

На сегодняшний день характер разработки залежи даёт основания  полагать о существенном отличие  основных  параметров эксплуатации пласта.

Приведено сравнение проектных и фактических показателей разработки турнейского пласта в период 1998-2001г.г. Анализируя данные показатели можно с уверенностью отметить несоответствие многих из них. В частности, фактическая накопленная добыча нефти оказалась примерно в 10, а годовая примерно в 20 раз больше проектного уровня. В первую очередь это обусловлено  увеличением количества скважин до 8 единиц, в то время как

планировалось на конец 2001 года всего одна скважина. Так же причиной различия послужило несоответствие показателей среднесуточного дебита одной добывающей скважины по нефти превышающей проектный показатель почти в два раза.

Рассматривая работу залежи можно отметить постепенное приближение  фактического уровня к проектному. Но в следствии интенсивного разбуривания пласта во второй половине 2007 года, приведшей к увеличению общего фонда добывающих скважин, произошло и изменение иных показателей работы пласта.

Так же следует отметить, что проектные данные всё-таки были ориентированы на работу одной скважины с характерными только для неё условиями работы.

Анализируя рост обводнённости  продукции следует отметить наличие  обратной ситуации. Ожидаемый процент  воды на конец 1999 года превысил фактический  в 10 раз, что свидетельствует о  равномерном снижении пластового давления и более низкой депрессии на пласт при работе пяти скважин по сравнению с работой одной скважины.

На графическом приложении 3 представлена карта распределения пластового давления - карта изобар.

На конец 2005 года наблюдается выравнивание обоих показателей. Можно предположить, что столь высокий проектный уровень обводнённости продукции был обусловлен с учётом работы одной скважины, имеющей, как уже говорилось выше, свой индивидуальный характер, условия эксплуатации.

На рисунке 3.3 приведен график разработки Трифоновского месторождения фактический на 1.01.07 год.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

IV. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

ТРИФОНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПЛАСТА Т₁

 

4.1 Фонд  скважин

 

На 01.05.2007г.по пласту Т₁ фонд скважин составляет:

• добывающие –7,
• нагнетательные – 0,
• наблюдательные – 0,

 

4.2 Анализ показателей  технологических режимов работы  скважин

 

В соответствии с технологическими режимами на 01.05.2007г.

добывающий фонд скважин по пласту Т₁ оборудован скважинными насосами НСВ-32, НСН-44

   

   НСВ - 32.....................4 скв. (№№201, 203,220,532);

   НСН - 44......................3 скв. (№№ 204, ,570, 576);

Технологический режим работы добывающих скважин представлен в таблице. №4.1

Из технологического режима видно, что все скважины эксплуатирующие  пласт Т оснащены ШГН. Максимальная и минимальная глубина спуска насосов соответственно 1500 м и 1100 м. Глубина погружения насоса под динамический уровень достигает 600-700 м (при оптимальной 200-300 м). Средний дебит по нефти  8,01 м³/сут, по скважинам он колеблется от 4 до 15 м³/сут. Коэффициент подачи насосов в большинстве скважин находится в пределах 0,8. Очевидно, что по ряду скважин имеет фонтанирование через насос (оптимальный коэффициент подачи от 0,4 до 0,6).

Пластовое давление по скважинам составляет в среднем 10-12,5 МПа.

 

4.3 Конструкция скважин

   

Конструкция скважины должна обеспечивать:

• прочность и долговечность скважины, как технического сооружения;
• проходку скважины до проектной глубины;

 

 

 

• достижение проектных режимов эксплуатации;

• максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;
• надежную изоляцию газо-нефте-водонапорных горизонтов;
• минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;
• возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Согласно  «Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин», утверждённым Министерством нефтяной промышленности 20.09.1973 г., исходя из совместимости бурения в отдельных интервалах разреза, с учётом назначения скважин, геологической характеристики разреза и встречающихся во время бурения осложнений, определена следующая конструкция добывающих и нагнетательных скважин.

  Скважина состоит  из обсадных колонн: направления,  кондуктора, технологической и эксплуатационной.

1. Направление диаметром 426 мм спускают на глубину до 20 метров с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой хлористого натрия технического до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

2.Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину до 70 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса и изоляции пресных вод, предотвращения размыва устья при бурении под технологическую колонну, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой технического хлористого натрия до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

3.Техническую колонну диаметром 245 мм спускают на глубину до 350 м с целью перекрытия частичных зон поглощающих и обваливающихся пород кунгурского и артинского ярусов, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования (превентора). Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавлением хлорида кальция до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.

 4. Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной      глубины с целью разобщения продуктивных горизонтов, изоляции их от других горизонтов разреза скважины и испытания скважины. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя

 

 

до перекрытия всех продуктивных горизонтов

цементируют тампонажным портландцементом с добавлением хлорида кальция до 2% от веса цемента. Остальной интервал цементируют гельцементом (90% цемента, 10% глинопорошка, 0.5% КССБ и до 2% от веса цемента хлорида кальция) или   облегченным портландцементом с низкой водоотдачей (цемент, 0.2% ОЭЦ, хлорид кальция до 3%).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.4 Скважинное оборудование

При эксплуатации скважин  УСШН используются

• станки-качалки ( СКД-6 , СК-8 , СК-6 ) ;
• штанговые насосы ( НСВ-57, НСВ-32, НСН-44 ) ;
• штанги насосные 19 мм ( 3/4’’), 22 мм (7/8’’) ;    
• насосно-компрессные трубы 60 мм ( 2’’) и 73мм ( 2,5’’).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПОКАЗАТЕЛИ	СК3--1.2-630	СК5-3-2500	СК6-2.1-2500	СК12-2.5-4000	СК8-3.5-4000	СК8-3.5-5600	СК10-3-5600
Номинальная нагрузка, кН	30	50	60	120	80	80	100
Номинальная длина хода полированного штока, м	1,2	3	2,1	2,5	3,5	3,5	3
Номинальный крутящий момент на валу редуктора,кН*м	6,3	25	25	40	40	56	56

 

 

Насос скважинный штанговый типа НН и НВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                        №1                              №2                                 №3

 

                   

 

 

Скважинные  насосы исполнения НВс предназначены для откачивания из нефтяных скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 10%.

Насос состоит из составного цилиндра исполнения ЦС, на нижний конец которого навернут сдвоенный всасывающий  клапан, а на верхней конец - замок, плунжера исполнения П1Х, подвижно расположенного внутри цилиндра, на резьбовые концы которого навинчены: снизу - сдвоенный нагнетательный клапан, а сверху - клетка плунжера. Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленным контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло - шарик» исполнения КБ или К.

Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну  насосно-компрессорных труб и закрепляется в опоре.

Принцип работы насоса заключается  в следующем. При ходе плунжера вверх  в межклапанном пространстве цилиндра создается разряжение, за счет чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, за счет чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на поверхность.