Повышение межремонтного периода и средней наработки на отказ штанговых винтовых насосов на скважинах Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местор

Повышение межремонтного периода и средней наработки на отказ штанговых винтовых насосов на скважинах Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
РЕФЕРАТ
Данный дипломный проект содержит 126 страницы текста, в том числе 30 таблиц, 23 формулы, 7 рисунка.
Ключевые слова: высоковязкая эмульсия, установка штангового винтового насоса, межремонтный период, средняя наработка на отказ, часторемонтируемый фонд скважин, индекс доходности, поток наличности, срок окупаемости.
Основной целью исследования является анализ отказов по скважинам, оборудованным ШВН, оценка правильности оборудования на скважинах, эксплуатирующихся штанговыми винтовыми насосами, разработка рекомендаций для повышения межремонтного периода и средней наработки на отказ по этим скважинам.
Предметом исследования служат скважины, оборудованные штанговыми винтовыми насосами, действующие и находящиеся в бездействии.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения
Разработка месторождения ведется в соответствии с «Проектом разработки Чутырско-Киенгопского месторождения Удмуртской АССР», «Дополнениями к проекту разработки Чутырско-Киенгопского месторождения с бурением горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов по Чутырской и Киенгопской площадям». На момент составления проекта разработки месторождение находилось в стадии разбуривания по уплотняющей сетке скважин /1/.
В соответствии с утвержденными вариантами проектных документов на Чутырско-Киенгопском месторождениии выделено 4 эксплуатационных горизонта: верейский, башкирский, яснополянский и турнейский, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин.
В настоящее время основные объекты (за исключением верейского) находятся в третьей стадии разработки, характеризующейся падающей добычей нефти и прогрессирующим обводнением.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,205.
Отборы жидкости пропорциональны объемам закачки и зависят от количества работающих высокообводненных скважин. Начиная с 1992 года, значительно снизились темпы роста обводненности. За последние 10 лет обводненность возросла лишь на 3,2% и составила в среднем 0,3 % в год. За последние 4 года темп роста обводненности увеличился до 0,55% в год.
Месторождение находится в III стадии разработки.

3.2. Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения

Месторождение введено в разработку в 1970 году, на дату анализа накопленная добыча нефти оценивается величиной 87414 тыс.т, что составляет 59,4 % от утвержденных НИЗ при текущей обводненности 90 %. /1,2/
В настоящее время месторождение находится в третьей стадии разработки и характеризуется следующим: добыча нефти в период 2002 – 2006 гг. имеет тенденции к росту, в среднем ежегодный прирост составляет 7 %; основной рост добычи обеспечен за счет объектов башкирского яруса; наибольший процент роста добычи отмечается по турнейской залежи Рудинского участка и Верейскому объекту на Чутырской площади, в среднем данный показатель по этим залежам составляет 32,3 % и 41,4 % соответственно /1,2/.
Поведение добычи жидкости в целом по месторождению повторяет динамику закачки - рост отбора жидкости сопровождался увеличением объемов нагнетаемой воды, снижение добычи – уменьшением закачки и переводом высоко обводненного фонда в бездействие. Этот факт по всей видимости свидетельствует о языковом характере вытеснения и прорывам воды к добывающим скважинам, а в текущий момент – так же о возможном наличии большого количества промытых нефтенасыщенных интервалов (месторождение находится в третьей стадии разработки) /1,2/.
Обводненность добываемой продукции в течение всего периода разработки месторождения имела тенденцию к постоянному росту, что прежде всего связано с большим соотношением вязкостей нефти и воды, как закачиваемой, так и пластовой. Кроме того, рост обводненности был обусловлен интенсивным освоением системы ППД, большими объемами закачки и как следствие перекомпенсацией отборов закачкой – на 10 год разработки (1979 г) текущая компенсация составляла 130 %, накопленная – 116 %. В настоящее время рост обводненности замедлился и по состоянию на 01.01.2007 года процент воды в продукции скважин составляет 90,1 % /1,2/.
В последние годы разработки несмотря на то, что текущая компенсация находится в диапазоне 115 – 116 %, отмечается довольно существенное увеличение объемов нагнетаемой воды - в среднем ежегодный прирост составляет 17 %, что по всей видимости связано с переводом большого числа добывающих скважин на форсированный режим эксплуатации;
Из динамики среднегодового дебита нефти по месторождению в целом видна выраженная тенденция его падения. Текущий дебит нефти оценивается величиной 5,6 т/суток. На снижение дебитов в основном, повлияли следующие факторы: выход с бурением на менее продуктивные зоны залежей, перекомпенсация отборов жидкости закачкой воды (на объектах Бш), как следствие прорывы воды в добывающих скважинах и интенсивный рост обводненности /1,2/.

Объект Вр
В последние 5 лет годовая добыча нефти стабилизировалась на уровне 12 тыс.т, что обеспечено за счет интенсивного применения геолого-технических мероприятий (СКО, термохимические обработки, оптимизация работы СО, ИД и др.) /1,2/.
Динамика имеет волновой характер, что обусловлено несколькими причинами: во-первых, разбуривание залежи и ввод новых скважин; во-вторых, перевод высоко обводненного добывающего фонда в бездействие и другие категории; в-третьих, проводимые на объекте геолого-технические мероприятия. Кроме того, начиная с 1998 г. наблюдается прямая зависимость между динамикой добычи жидкости и обводненностью добывающих скважин с одной стороны, и годовыми объемами закачки - с другой. Этот факт, свидетельствует о непроизводительной закачке и необходимости проведения РИР и ВПП нагнетательных скважин.
Объект характеризуется высокой обводненностью - накопленный отбор нефти по объекту составляет 6,15 % от утвержденных НИЗ при текущем проценте воды 73,5 %.
Основными причинами роста обводненности явились прорывы воды из нагнетательных скважин и заколонные перетоки, связанные либо с негерметичностью эксплуатационных колонн, либо с нарушением целостности цементного камня;
Большинство скважин объекта малодебитные – 85 % скважин работают с дебитами ниже 5 т/суток, из них у 45 % скважин дебиты нефти не превышают 1 т/суток. Все малодебитные скважины работают с водой – средняя обводненность составляет 80 %. С хорошими дебитами нефти 6,7 т/суток и 19,6 т/суток эксплуатируются скважины № 1214 и 340, чья текущая обводненность не превышает 35 %. Необходимо так же отметить, что на величину дебита нефти этих скважин повлияли удачно проведенные в 2005 году операции импульсно-депрессионного воздействия – дебит нефти вырос в 3,8 и 2,7 раза соответственно /1,2/.

Объект Бш
Башкирский объект Чутырской площади находится на третьей стадии разработки и является вторым по количеству добываемой нефти - накопленная добыча нефти по объекту Бш оценивается величиной 35809 тыс.т или 41 % всей добычи месторождении /1,2/.
В последние годы (2003-2006) наметилась тенденция к увеличению отборов, что обусловлено не только ростом объемов закачки, но и проводимыми геолого-техническими мероприятиями, а в частности - переводом большого числа добывающих скважин на форсированный режим эксплуатации;
Объект характеризуется высокой обводненностью - накопленный отбор нефти по объекту составляет 63,3 % от утвержденных НИЗ при текущем проценте воды 88,9 %;
Главными причинами роста обводненности явились: перекомпенсация отборов закачкой; несовершенство добывающих и нагнетательных скважин по степени вскрытия пласта, как следствие языковый характер фронта вытеснения; заколонные перетоки и непроизводительная закачка. Все это приводит не только к росту процента воды в продукции скважин, но и к неравномерной выработке запасов нефти по разрезу;
Закачка, также как и добыча, осуществляется главным образом по пластам А4-2 – А4-6. Залежь пласта А4-1 слабо вовлечена в разработку – вскрыто перфорацией только 50 % нефтенасыщенной толщины, у 41 % нагнетательных скважин пласт вообще не стрелялся, похожая картина наблюдается и по пласту А4-7 – в среднем, перфорированная толщина составляет 69 % вскрытой нефтенасыщенной толщины, у 30 % нагнетательных скважин пласт не перфорировался. Кроме того, закачка воды во многие нагнетательные скважины отрицательно сказывается на работе близ расположенного добывающего фонда. Так, практически весь высоко обводненный добывающий фонд располагается в центральной части объекта, где приемистость большей части нагнетательных скважин превышает 150 м3/суток;
На дату анализа весь действующий фонд работает с водой и характеризуется невысокими дебитами по нефти, составляющими в среднем 5,6 т/суток;
Основными причинами низкой дебитности добывающего фонда явились: опережающее обводнение, связанное с интенсивным освоением системы ППД (на 5 год после организации закачки накопленная компенсация составляла 1170%, текущая 186%); несовершенство добывающих скважин по степени вскрытия пласта - в среднем перфорированный интервал составляет 74 %, по пластам А4-1 и А4-7 данный показатель равен 47 % и 65 % соответственно; законные перетоки – у 42 % исследованных добывающих скважин обнаружена негерметичность; и как следствие всего вышеназванного непроизводительная закачка /1,2/.

Объект Тур
В последние годы, из-за интенсивного выбытия эксплуатационного фонда динамика закачки перестала оказывать влияние на поведение добычи жидкости, что объясняется сложившейся системой разработки – добыча и закачка на залежах объекта Тур осуществляется единичными скважинами /1,2/.
Объект характеризуется высокой обводненностью - накопленный отбор нефти по объекту составляет 84,2 % от утвержденных НИЗ при текущем проценте воды 94,4 %.
Главными причинами роста обводненности явились геологические факторы (залежи имеют массивный тип и небольшие нефтенасыщенные толщины), а также перекомпенсация отборов закачкой - на второй год после организации заводнения накопленная компенсация составила 100 %, текущая – 145 %.
Поддержание пластового давление осуществлялось на всех залежах объекта Тур, за исключением третьего и восьмого поднятий, разрабатываемым на естественном упруго-водонапорном режиме. Необходимо обратить внимание на тот факт, что по тем залежам, где была организована система ППД средняя обводненность скважин добывающего фонда составляет 92 %, тогда как по залежам, разрабатываемым на естественном режиме данный параметр не превышает 57 %. Кроме того, на дату анализа все залежи турнейского объекта разрабатываются единичными скважинами, причем скважины высоко обводнены, в том числе за счет закачиваемой воды, поэтому для снижения роста процента воды в продукции скважин необходимо отказаться от продолжения закачки, изолировать промытые интервалы и доразрабатывать залежи на естественном упруго-водонапорном режиме.
Весь действующий фонд работает с водой и характеризуется невысокими дебитами по нефти, составляющими в среднем 3 т/суток.
Основной причиной низкой дебитности добывающего фонда явилось опережающее обводнение, связанное с геологическим строением залежей, высоким соотношением вязкостей нефти и воды (как закачиваемой так и пластовой), а также с интенсивным освоением системы ППД /1,2/.

Объект Тур Рудинского купола
По состоянию на 01.01.2007 г. накопленная добыча нефти оценивается величиной 1734 тыс.т. /1,2/.
С начала 90-х годов и вплоть до 2004 г. наблюдается совпадение годовых отборов жидкости с динамикой закачки, что свидетельствовало о прорывах воды из нагнетательных скважин, а в последнее время – по всей видимости, о наличии уже промытых интервалов. В 2007 году, несмотря на прекращение закачки добыча жидкости резко увеличилась по сравнению с 2006 г. и достигла своего максимума за весь период разработки, составившего 269 тыс.т. Такой резкий скачек (в 1,7 раза) был обусловлен массовым переводом добывающего фонда на форсированный режим эксплуатации.
На дату анализа объект характеризуется умеренной обводненностью - накопленный отбор нефти по объекту составляет 88 % от утвержденных НИЗ при текущем проценте воды 89,6 %.
На данный момент закачка приостановлена, поскольку залежь находится на третьей стадии разработки, основная часть скважин высоко обводнена и, кроме того, существует огромный запас давления от давления насыщения (8,9 МПа). Необходимо также отметить, что в течение 2006 г. залежь эксплуатировалась на естественном упруговодонапорном режиме. При этом рост отборов по сравнению с 2004 годом составил 1,7 раза, однако давление упало незначительно – на 0,5 МПа и на дату анализа составляет 14,4 МПа. Учитывая эти факторы недропользователю рекомендуется продолжить разработку на естественном режиме и в случае необходимости, например, при снижении пластового давления до давления насыщения (5,5 МПа), возобновить закачку.
Весь действующий фонд работает с водой и характеризуется довольно высокими дебитами по нефти, составляющими в среднем 9,3 т/суток, что связано главным образом с переводом большей части действующего добывающего фонда на форсированный режим эксплуатации. Поскольку перевод скважин на форсированный режим дал отличные результаты – абсолютный прирост дебита нефти составил в среднем 4,5 т/суток, недропользователю рекомендуется провести аналогичные мероприятия на всех скважинах объекта /1,2/.

Объект Вз
Объект характеризуется высокой обводненностью - накопленный отбор нефти по объекту составляет 64,6 % от утвержденных НИЗ при текущем проценте воды 93 % /1,2/.
Главной причиной роста обводненности явилась высокая вязкость нефти – 59 мПа*с на залежах тульского горизонта и 105,5 мПа*с – бобриковского, что и привело к языковому характеру фронта вытеснения и прорывам воды по наиболее проницаемым прослоям. Кроме того, на языковый характер фронта вытеснения и как следствие высокую обводненность добывающего фонда оказывает влияние несовершенство скважин по степени вскрытия пласта – в среднем перфорированный интервал не превышает 54 % вскрытого нефтенасыщенного, тогда как по скважинам, чья обводненность находится в пределах 10 % перфорировано в среднем 73 % вскрытой нефтенасыщенной толщины или на 35 % больше, чем по остальному фонду.
Поддержание пластового давление осуществлялось на всех залежах объекта Вз, за исключением первого, третьего и четвертого поднятий, разрабатываемым на естественном упруго-водонапорном режиме. Как следует из проведенного анализа, динамика закачки никак не отразилась на динамике дебита и добычи нефти этих залежей, что является следствием достаточно активной законтурной области и сложившейся на дату анализа системой разработки залежей – единичными скважинами.
Весь действующий фонд работает с водой и характеризуется невысокими дебитами по нефти, составляющими в среднем 3,7 т/суток.
Основными причинами низкой дебитности добывающего фонда явились снижение пластовой энергии залежей (в начальный период разработки) и опережающее обводнение, связанное с высоким соотношением вязкостей нефти и воды, как закачиваемой так и пластовой /1,2/.


3.3. Сравнение утвержденных и фактических показателей разработки
Сопоставление проектных и фактических данных разработки объекта Вр Киенгопской площади представлено в таблице 8.
Как следует из представленной таблицы отставание наблюдается по следующим параметрам:
уровень добычи нефти снижен по сравнению с проектным на 10,5 % (2004 г.) и 3 % (2005 г.), накопленная добыча нефти – на 1,4 %;
фактическая обводненность ниже проектной в абсолютном выражении на 5-7 %;
годовая закачка отстает от проектной на 28-44 %, приемистость на 17-18 %, накопленная компенсация 13-15%.

7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Чутырско-Киенгопское месторождение нефти и газа, с точки зрения его структуры, является сложно построенным (многоэтажное, многопластовое, сильнорасчлененное, с подстилающими водоносными пластами и обширной газовой шапкой). Запасы основного объекта разработки - башкирского яруса относятся к трудно-извлекаемым запасам (вязкая и высоковязкая нефть, запасы которой приурочены к карбонатным коллекторам с сильно развитой системой трещин). Необходимо знать критерии применимости разного рода глубинно-насосного оборудования для эксплуатации скважин данного месторождения, характеристика продукции которых в разрезе месторождения меняется в широком диапазоне (дебит жидкости, вязкость жидкости, обводненность, содержание сероводорода, газовый фактор и т.п.). Достижение проектного коэффициента извлечения нефти возможно лишь при правильной разработке месторождения, которая в свою очередь, не мыслима без правильного подбора оборудования для эксплуатации той или иной залежи месторождения. Особенно это актуально для месторождения, обводненность которого в настоящее время достигла 90% (в целом по месторождению) при выработке начальных извлекаемых запасов всего 0,59%. Поэтому при текущем состоянии разработки месторождения, при котором ставится под угрозу достижение проектного КИН, правильный подбор ГНО, правильная его эксплуатация, является одним из определяющих факторов достижения КИН.
Анализ 18 отказов в НГДУ «Киенгоп» показал, что 8 отказов пришлись на обрыв штанг, и 4 отказа связаны с отворотом и полетом газовых якорей. Определили, что эффективнее использовать установки ШВН в вертикальных скважинах с темпом набора кривизны до 2o на 10м, расчет завода-изготовителя был сделан неправильно, то есть не верно были заданы критерии, связанные с инклинометрией скважины. Четыре отказа вследствие полета газовых якорей на забой, виновником оказался только подрядчик ТКРС, который не соблюдал момент затяжки НКТ строго оговоренный в регламенте по движению НКТ. В бригадах ТРКС необходимо организовать постоянную проверку на наличие исправных манометров на трубных ключах, в плане работ отдельным пунктом должен указываться момент затяжки НКТ.
Далее на скважинах оборудованных ШВН, провели проверку правильности подбора оборудования SBS по методике KUDU. На скважине 405 необходмо в кратчайшие сроки сменить ШВН на больший типоразмер и обеспечить меньшую скорость вращения колонны штанг, заменить колонну штанг на 1”. Из семи скважин в трех было выявлено несоответствие компоновки штанг, в качестве колонны применялись штанги меньшего диаметра, чем это требует расчет, выявлены скважины кандидаты на отказ в будущем.
Из 18 отказов можно было избежать 12 отказов при правильном подборе ШВН и постановки верных критериев, влияющих на наработку насосов, сэкономить на ТРС 1636,8 тыс. руб., получить дополнительную добычу 727,7тонн и рост МРП с 250 до 751суток. Полная экономия при этом составит 3236тыс. руб.
Внедрение установок штанговых винтовых насосов на месторождениях НГДУ «Киенгоп» решит вопрос добычи высоковязких эмульсий из скважин с обводненностью 35-65%. Грамотный подбор оборудования и правильное осуществление ремонта приведут к повышению межремонтного периода проблемных скважин. Проектный вариант окупается за 1 месяц, когда средний МРП по уже эксплуатируемым УШВН скважинам составляет приблизительно 30 месяцев, количество отказов снижается в 3 раза, что позволяет сэкономить на текущих ремонтах скважин и получить дополнительную добычу, избежав простоя скважин по причине отказа оборудования и стабилизировав отбор жидкости из скважины.
На основе проведенного анализа можно сделать вывод, что подобранные установки для скважин-кандидатов на обрыв в проектном варианте являются вопросом актуальным, а, значит, необходимо применить данные рекомендации на Чутырско-Киенгопском месторождении.