Особенности геологического строения и геологические основы разработки Березовской площади

В течение года по добывающему фонду произошли следующие изменения:

 введено  из бездействия    24 скважины,

 в скважинах  №21542 и №21794 дострелян пласт До  и переведены на одновременно-раздельную  добычу нефти с горизонтов  До и водозабор с нижних  горизонтов Д1,Д2,Д3.

В скважине  №32940 достреляны пласты «До» и «а» и передана под ОРЭ и З – закачка  в нижний пласт «б2».  Внедрено ОРЭ на 5 скважинах.

Выбыло из добывающего  фонда 8 скважин, из них 4 скважины переданы под закачку и 4 скважины переведены   в пьезометрический фонд.

К концу года эксплуатационный фонд увеличился  на 4 единицы и составил 440 скважин. Бездействующий фонд был сокращен  в основном за счет проведения ПРС, на двух скважинах была проведена герметизация эксплуатационных колонн и одна ликвидация аварии.  В ожидании КРС  на 1.01.2009 года находится 89% бездействующего фонда, в том числе  в ожидании забуривания боковых стволов 8 скважин, герметизации эксплуатационных колонн 9 скважин, ликвидации аварий и углублении забоя 4 скважины. Действующий фонд составляет 93,6% от эксплуатационного. Из них - 31% эксплуатируется ЭЦН и основную долю составляют скважины эксплуатируемые насосами ШГН – 69%, что является особенностью эксплуатации, преимущественно однопластового объекта на поздней стадии разработки.

б) Нагнетательный фонд.

 По состоянию  на 1.01.2009г. пробуренный фонд  по  назначению составил 255 скважин. По фактическому использованию структура  нагнетательного фонда  представлена  в  следующей    таблице №5:

Категория скважин	Количество  скважин на		+ -
	1.01.2008г.	1.01.2009г.
Весь нагнетательный фонд	339	341	+2
Скважины под  закачкой	263	276	+13
Остановлены по технологическим  причинам	47	42	-5
Бездействующий  фонд	29	23	-6
В освоении под  закачку

 

За отчетный год освоено под закачку воды  7 очагов, в том числе   скважина №32921 - из бурения, и две скважины из пьезометрического фонда.

Внедрено ОРЗ  на 5 скважинах.

Происходит  дальнейшее старение нагнетательного  фонда скважин, так в бездействующем фонде все более возрастает доля нагнетательных скважин с нарушениями герметичности эксплуатационных колонн и аварий с оборудованием (78% от бездействующего фонда), в т.ч. 6 скважин в ожидании забуривания боковых стволов и одна скважина в ожидании ликвидации. В отчетном году  в результате проведенных работ по КРС и ПРС 8 скважин  введено из бездействия.  

  в) Прочие  скважины

 Количество  скважин, входящих в категорию   прочих уменьшилось за год  на 2 единицы и составило 282,  в т.ч.:

 ликвидированных  -                              105 

 пьезометрических  -                                55 

 возвращенных  на другие  горизонты-   81

 законсервированных  -                           16

 контрольных       -                                     2.

За отчетный год  4 скважины переведены в пьезометрический фонд, одна в консервацию, в основном по причине высокой обводненности продукции и  нерентабельности эксплуатации, нагнетательная скважина №5912 возвращена на залежь №8, скважина №5995 передана из ожидающих ликвидации в ликвидированный фонд и 4 скважины из пьезометрического фонда, в зоне изменения фильтрационных потоков,  введены в эксплуатацию

3. Техника и технология добычи и закачки воды

 

Обоснование выбора рационального  способа подъема  жидкости

в скважинах, устьевого и  внутрискважинного оборудования

 

Существующее пластовое давление, физико-химические свойства нефти и  растворенного в ней газа, глубины  залегания продуктивных пластов, а  так же опыт pазpаботки близлежащих  месторождений находящихся в  аналогичных гоpно-геологических  условиях, позволяют сделать вывод о невозможности фонтанного способа эксплуатации добывающих скважин. Подъем жидкости от динамического уровня до устья необходимо вести с помощью технических средств.

Условия работы внутрискважинного  нефтепромыслового оборудования являются весьма тяжелыми и специфичными: увеличение обводненности, повышение содержания мехпримесей и т. д., а требования, предъявляемые к его надежности, достаточно высокие.

Эффективность работы глубинно-насосных установок в промысловых условиях определяются, прежде всего, долговечностью их элементов. Она зависит от множества факторов объективного и субъективного характера: вида и величины нагрузок, условий эксплуатации, материала и конструкции узлов и деталей, квалификации работников, уровня технологического обслуживания.

Основными параметрами, влияющими  на экономическую эффективность  оптимизации технологического режима работы скважин, является межремонтный период и суточный дебит.

Опpеделение pежима откачки  сводится к установлению наиболее выгодных соотношений площади сечения,  длины хода плунжеpа и числа качаний, удовлетвоpяющих условиям пpочности  колонны штанг   и станка-качалки.  Hаилучший pежим тот, пpи котоpом данную добычу получают пpи наименьших затpатах.  Так как  установить  зависимость между pежимом pаботы и затpатами тpудно,  то на пpактике стpемятся достигнуть  максимальной  подачи  насоса пpи возможно меньшем его диаметpе. Это способствует уменьшению нагpузок на станок-качалку и напpяжений в  штангах,  установке  более  легкого  обоpудования  на  скважине  и меньшему pасходу электpоэнеpгии.

Пpи pешении  задач по обоснованию оптимальных технологических  паpаметpов pаботы ШГHУ должны быть учтены следующие моменты:

- для  уменьшения  pазности между давлениями нагнетания  и всасы-вания необходимо иметь большее давление на пpиеме насоса, что  обеспечивается  глубиной погpужения под динамический уpовень на 250-300  м  с  созданием  давления  на  пpиеме  насоса 2,5-3,0 МПа;

- с целью уменьшения  гидpавлических нагpузок пpи эксплуатации  скважин, насосы pазных диаметpов спускаются на соответствущих по pазмеpу HКТ. Должно соблюдаться опpеделенное соотношение  диаметpов  HКТ и колонны штанг,  что особенно важно пpи спуске сбоpной штанговой колонны,  когда  зазоp  между  муфтой штанги  и внутpенним диаметpом тpубы составляет незначительную величину.

Выбоp глубины спуска насоса, а следовательно, давление на пpиеме насоса зависит от pежима эксплуатации скважин,  в частности, величины депpессии на пласт.

Оптимальное забойное давление опpеделяется величиной давления насыщения.  Пpи забойных давлениях ниже давления насыщения наблюдается пластовое pазгазиpование нефти, что пpиводит к  увеличению вязкости нефти,  изменению фазовой пpоницаемости, а также к изменению pеологических свойств нефти и улучшению  условий обpазования АСПО в пpизабойной зоне пласта.

Практика эксплуатации скважин с ШГН подтверждает возможность  достижения высоких ресурсных показателей  штанговых глубинных насосов  выпускаемых в соответствии со стандартами Aмериканского Нефтяного Института.

Насосы выпускаемые  по стандартам АНИ по лицензии фирмы «Шеллер- Блекманн» ОАО «Ижнефтемаш», предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием механических примесей до 1,5 кг/м³, содержанием сероводорода до 0,3 кг/м³, минерализацией до 200 кг/м³, концентрацией ионов водорода (pН) 3 - 8.

По присоединительным  размерам и резьбам выпускаемые  насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование. Соответствие насосов приведено в таблице 6.

     Таблица 6

Соответствие насосов  по API и ОСТ 26.16.06-86

Тип  насоса	Обозначение по  API	Соответствующий Аналог по ОСТ
Вставные толстостенные Насосы с верхним  механическим креплением	20-125-RHAM-XX-4-X 25-150-RHAM-XX-4-X 25-175-RHAM-XX-4-X	НВ1Б – 32 НВ1Б – 38 НВ1Б – 44
Вставные толстостенные насосы с нижним механическим креплением	20-125-RHBM-XX-4-X 25-150-RHBM-XX-4-X 25-175-RHBM-XX-4-X	НВ2Б – 32 НВ2Б – 38 НВ2Б – 44
Трубные насосы	20-125-ТНМ-ХХ-4-х 20-175-ТНМ-ХХ-4-Х  25-225-ТНМ-ХХ-4-Х	НН2Б – 32 НН2Б – 44 НН2Б – 57

 

Режим откачки и тип оборудования выбирают с учетом следующих основных требований:

- при выборе типа  приоритетом пользуются штанговые  вставные насосы, при наличии  осложняющих условий (отложения  парафина, солей, коррозионность среды) - невставные насосы;

- искривления ствола скважины в месте установки насоса не должно превышать 2^о на 10 м; угол наклона должен быть не более 42^о. В противном случае глубина подвески насоса должна  быть уменьшена шагом, соответствующим шагу  инклинограммы;

- заданная подача насоса  обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и частотой качаний.

Соблюдение приведенных  требований способствует снижению числа  текущих ремонтов, уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений в штангах, установке более легкого оборудования в скважину и меньшему расходу энергии.

Исходя из практики эксплуатации соседних месторождений для обеспечения дебитов скважин в заданных интервалах предлагаются следующие параметры внутрискважинного оборудования  установок, приведенные в таблице 7.

Таблица 7

Параметры внутрискважинного  оборудования установок

Интервал  дебитов, м3/сут.	Диаметр плунжера  насоса, мм	Доля ступеней в колонне  штанг			Типоразмер НКТ
		19 мм	22 мм	25 мм
0-10	38,44	0,6	0,4	-	73х5,5Д
10-20	44,57	0,3	0,5	0,2	- ” -

                                        

Рациональная эксплуатация добывающих скважин во многом зависит  от производительной работы глубиннонасосного  оборудования, в том числе от надежности колонны насосных штанг.

Для повышения надежности штанговой колонны рекомендуется применять штанги с  маркой стали 20Н2М и 15Н3МА, нормализованные с последующим поверхностным упрочением нагревом ТВЧ, а так же импортные штанги  SBS фирмы “Шеллер-Блекманн”.

 При эксплуатации  скважин, оборудованных штанговыми  глубинными насосами, нагрузка на головку балансира станка-качалки складывается в основном из веса штанг, веса откачиваемой жидкости, сил вязкого трения, сил трения штанг о трубы, инерционных нагрузок, поэтому, в зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом действующих нагрузок, рекомендуется применять станки-качалки: СКДР 4-2,1, СКДР 6-3,  ПНШ 60-2,1-25.

Устья скважин с установками  СШН планируется оснащать устьевой арматурой  АУ 140 – 50, выпускаемой ОАО «Татнефть - ЦБПО по РБО и СТ».

Для добычи нефти, как правило, применяются установки скважинных штанговых насосов с балансирными приводами (станками-качалками), однако эксплуатация такими установками не всегда эффективна, поскольку они работают с недостаточно высокими КПД, сравнительно низким коэффициентом подачи, удельные затраты электроэнергии на подъем продукции так же высоки.

В ТатНИПИнефть разработан цепной привод скважинного штангового насоса ЦПМ 60-3-0,5/2,5, имеющий следующие параметры:

- максимальная  нагрузка в точке подвеса штанг,  кН                  60

- номинальная  длина хода, м                                                      3

- частота качаний,  мин^-1                                                                  0,5-2,5

- мощность электродвигателя, кВт                                             3  и 5,5

Цепные приводы из-за простоты конструкции и надежности работы не уступают традиционным балансирным  станкам-качалкам и имеют ряд  преимуществ, основные из них следующие:

- обеспечение постоянной  скорости движения штанг на  преобладающей части хода (90-92 % от общей длины хода), и, как следствие - существенно меньшая величина максимальной скорости штанг за цикл по сравнению с балансирными станками-качалками (в 1,6-1,7 раза);

- благодаря  наличию у преобразующего механизма  редуцирующих свойств, требуется для обеспечения одинаковой с балансирными станками-качалками технической характеристики (длины хода, частоты  качаний, нагрузки в ТПШ) редуктор с соответственно меньшим передаточным отношением и крутящим моментом (в 5 – 8 раз);