авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи (в условиях нгду арланнефть ооо башнефть-добыча)

-- [ Страница 2 ] --

Также проанализирован опыт, накопленный при эксплуатации оборудования в осложнённых скважинах. На основе результатов анализа разработана система мониторинга технического состояния проблемных скважин с учётом воздействия осложняющих факторов.

В частности, эксплуатация глубинно-насосных установок в НГДУ «Арланнефть» осложнена образованием отложений неорганических солей в их рабочих элементах (514 скважин). По сравнению с 2009 годом произошло уменьшение количества скважин, имеющих отложения неорганических солей. Это связано с более качественным анализом фонда за счёт внедрения Программы шестикомпонентного анализа в комплексе с прогнозированием образования неорганических отложений «Прогнозирование образования осадков сложного состава в добывающих скважинах «Прогноз-2009.xls»». Программа разработана на основе математической обработки результатов лабораторного анализа химического состава попутно добываемых вод и отложений добывающих скважин согласно РД 03-05752503-060-2000 «Прогнозирование образования осадков сложных составов и их вида в добывающих скважинах».

Разработка продуктивных пластов Арланского месторождения отличается сложностью и некоторыми особенностями:

- резкой зональной неоднородностью (отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10…15 % от площади месторождения);

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов (рисунок 2);

- повышенной вязкостью нефти в пластовых условиях.

  Продуктивные толщи Арланского нефтяного месторождения Около 92-2

Рисунок 2 – Продуктивные толщи Арланского нефтяного месторождения

Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходятся на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК); во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержатся 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходятся 1,8 % НБЗ и 1,5 % суммарных НИЗ. Около 11 % запасов терригенной толщи нижнего карбона приурочены к тонким прерывистым пластам промежуточной пачки. Они, как и все запасы карбонатных толщ, относятся к трудноизвлекаемым. Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения представлено на рисунке 3 и в таблице 2.

  Доля промежуточных пластов в общем объёме начальных-3

Рисунок 3 – Доля промежуточных пластов в общем объёме начальных
извлекаемых запасов по ТТНК Арланского месторождения
на начальный период разработки

По ТТНК Арланского месторождения наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по основным пластам: C-II – 50,2 %, C-III – 38,5 %, C-VI – 41,9 %; при среднем КИН 41,6 % (без Вятской площади); по промежуточным пластам значение КИН колеблется от 14,8 % до 30,2 %.

Таблица 2 – Показатели запасов нефти ТТНК Арланского месторождения

НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»

Показатели Пласты Алексинский горизонт без учета Алексинского горизонта
I II III IV0 IV V VI0 VI
Начальные геологические запасы, тыс. т 19684 359778 68656 3352 48035 65657 25569 331217 11127 921946
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т 7387 192142 33836 745 14770 21148 5639 156524 6565 432139
Утверждённый КИН, д. ед. 0,375 0,534 0,493 0,222 0,307 0,322 0,220 0,473 0,590 0,469
Всего добыто нефти, тыс. т 5957 180668 26455 498 12291 14929 4367 138660 5968 383826
Текущий КИН, д. ед. 0,302 0,502 0,385 0,148 0,256 0,227 0,170 0,419 0,539 0,416
Коэффициент использования НИЗ, % 79,2 92,4 76,8 65,7 81,8 69,3 76,1 87,0 90,9 88,8

Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляцию пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объёмов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН.

На Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» с каждым годом увеличивается доля запасов нефти с низкопроницаемыми маломощными коллекторами (НПМК), которые содержатся и в так называемых промежуточных пластах месторождения. Общими для всех залежей и участков с НПМК являются низкая продуктивность скважин, сложность поддержания пластового давления, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах. На рисунках 4 и 5 представлены карты начальных нефтенасыщенных толщин пластов C-IV и C-VI ТТНК Арланского месторождения.

Рисунок 4 – Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта C-IV

Рисунок 5 – Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта C-VI

Большие сложности возникают при разработке залежей нефти нижнего карбона Арланского месторождения. Это месторождение является многопластовым: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяются восемь продуктивных пластов (сверху – вниз) – С-I, C-II, С-III, C-IV0, C-IV, C-V,
C-VI0, C-VI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты С-II и С-VI (средняя нефтенасыщенная толщина 2,5…9,2 м, проницаемость 0,5…1,0 мкм2), причём один из них расположен в кровле ТТНК. На рисунке 6 представлена карта изобар по Стул ТТНК Арланского месторождения.

Рисунок 6 – Карта изобар по Стул ТТНК Арланского месторождения

Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и прирывистостью характеризуются так называемые промежуточные пласты (С-I,
C-III, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,6 до 1,7 м, средняя проницаемость изменяется от 0,10 до 0,39 мкм2. Корреляционная схема по линии скважин 2978-2984-2891 Николо-Берёзовской площади Арланского нефтяного месторождения представлена на рисунке 7.

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удаётся достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения, и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше.

Для повышения эффективности эксплуатации скважины с параллельным использованием энергетического потенциала, в том числе с целью сокращения воздействия осложняющих факторов, необходимо вовлечь в разработку менее продуктивные пласты.

Во второй главе приведены разработанные методы и технологии интенсификации добычи нефти при эксплуатации скважин, осложнённых образованием органических и неорганических отложений.

С целью повышения эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений в скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» были спущены установки, укомплектованные рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов, с различными схемами комбинированной сборки насоса для предупреждения негативного влияния неорганических отложений, в первую очередь, в начальных 2-8 ступенях ЭЦН.

Для определения эффективности внедрения УЭЦН с рабочими колёсами из ПКМ были выбраны 5 скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча», в рабочих органах которых при подземных ремонтах скважин были обнаружены сульфидосодержащие отложения (таблица 3).

Таблица 3 – Результаты внедрения УЭЦН с рабочими колёсами
из полимерных композиционных материалов

Номер скважины Место-рождение Тип ЭЦН Кол-во ступеней Материал колёс До ремонта После ремонта
ВСЕГО в т.ч. из ПКМ Qжид, м3/сут Qнефти, т/сут МРП, сут Qжид, м3/сут Qнефти, т/сут МРП, сут
423 Арланское 20-900 127+127 127+127 УП 16,2 3,10 335 19,8 4,40 1136
433 Арланское 18-900 217 217 УП 17,1 1,90 181 20,5 2,50 306
440 Арланское 80-1000 114+114 первые 114 УП 101,4 1,70 484 121,6 2,40 869
773 Арланское 250-800 50+68+68 50+68+68 УП 245,5 3,10 659 295,8 4,20 1318
78АРЛ Арланское 60-900 192 192 ЖКП 49 1,48 358 63,0 1,93 1181
Примечание: УП – угленаполненный полиамид, ЖКП – жидкокристаллический полимер, МРП – межремонтный период.

Как видно из таблицы 3, после внедрения рабочих колёс из полимерных композиционных материалов и исключения образования неорганических отложений МРП работы данных скважин вырос в среднем в 2,3 раза. Практически по всем скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с образованием неорганических отложений, не наблюдается. На 01.12.2011 г. все скважины находятся в работе.

Также рассмотрен способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей. Одной из проблем, возникающих при добыче обводнённой нефти электроцентробежными насосами в НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча», является отложение неорганических солей на рабочих органах насосного оборудования.

Отложения солей являются причиной роста уровня аварийности, и в первую очередь «полётов». В результате анализа расследования аварий с ЭЦН за 2009-2010 годы сделан вывод, что причины «полётов» связаны с вибрацией. Одной из основных причин вибрации является дисбаланс из-за неравномерного отложения солей на рабочих органах. Общая точка зрения заключается в том, что «полёт» происходит вследствие повышенной вибрации и пульсации давления изношенного электроцентробежного насоса, которые способствуют нарушению надёжности конструкции насосного агрегата. Расследование причин отказов ЭЦН позволило выявить связь между распределением уровня вибрации и межремонтным периодом работы скважин, эксплуатируемых погружными установками. Вибрацию электроцентробежного насоса можно снизить, если исключить солеотложения на его рабочих органах.

Учитывая необходимость повышения наработки на отказ установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений, был разработан способ защиты ЭЦН от отложения солей предварительной гидрофобизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ). Гидрофобизация производится путём прокачки через насос безводной нефти, для чего ЭЦН подсоединяют через специально смонтированный байпас к трубопроводу товарной нефти на время формирования на рабочих поверхностях асфальтосмолопарафиновых отложений толщиной не менее 50 мкм. После завершения обработки нефть из полости ЭЦН вытесняют водой. Схема осуществления данного способа представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 – Схема гидрофобизации нефтью рабочих органов ЭЦН

(патент 2422620 РФ)

Трубопровод товарной нефти оборудуется байпасом с запорной арматурой 1 и 4 и трёхходовыми кранами 2 и 3. Электроцентробежный насос через байпас подсоединяют к трубопроводу товарной нефти. Гидравлическое сопротивление ЭЦН намного выше, чем у трубопровода, поэтому основной поток нефти проходит через трубопровод, а меньшая часть протекает через насос. При этом в его полость поступают вместе с нефтью свежие порции тяжёлых углеводородов (АСПО), которые формируют гидрофобную плёнку на рабочих поверхностях насоса.

Процесс отсоединения насоса от трубопровода производится в следующей последовательности: электроцентробежный насос отключается от трубопровода перекрытием запорной арматуры 1 и 4, освобождается полость насоса от нефти открытием крана 2 и стравливанием давления в дренажную ёмкость, затем открывается кран 3 для сообщения с водопроводом и вытесняется нефть в дренажную ёмкость вплоть до появления воды на выходе из крана 2. После этого закрывается кран 3, сливается вода и ЭЦН отсоединяется от байпаса.

Для повышения эффективности обработок от АСПО и эмульсии рекомендовано уменьшить время циркуляции путём заливки химреагента в виде раствора с попутно добываемой водой с целью преодоления нефтяного слоя затрубного пространства (за счёт повышения плотности жидкости, большей плотности нефти). Расчеты времени циркуляции ингибитора АСПО и деэмульгаторов Тцир проведены по формуле:

,

где R – коэффициент, учитывающий площадь покрытия поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны, R = 1/3;

n – толщина плёнки, покрывающей поверхность обсадной колонны и НКТ, n = 2 мм;

Ндин – динамический уровень, м;

dок – диаметр обсадной колонны, м;

dнкт – диаметр НКТ, м;

Qскв – дебит скважины, м3/сут.

Результаты расчетов Тцир представлены в таблице 4.

Таблица 4 – Результаты расчётов времени циркуляции Тцир (обсадная
колонна 146 мм)

Динамический уровень, м Время циркуляции, ч, при дебите скважины
1 м3/сут 2 м3/сут 5 м3/сут 10 м3/сут 15 м3/сут 20 м3/сут 50 м3/сут
600 3,00 2,00 0,60 0,30 0,20 0,15 0,06
800 4,00 2,00 0,80 0,40 0,25 0,20 0,08
1000 5,00 3,00 1,00 0,50 0,30 0,25 0,10


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.