Техника и технология проведения КРС по скважинам с УЭЦН Красноленинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов н

Техника и технология проведения КРС по скважинам с УЭЦН Красноленинского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Зуев
В настоящее время решать проблему сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей из-за ряда неблагоприятных факторов:
• обводнения скважин;
• истощения старых месторождений;
• резкого сокращения объемов геологоразведочных работ, что ограничивает выбор нефтяных и газовых месторождений, расположенных в благоприятных для освоения регионах;
• увеличения числа бездействующих скважин;
• сокращения объемов строительства новых скважин на действующих площадях из-за отсутствия финансирования этих работ.
Поэтому для сохранения уровня добычи нефти и газа кроме известных методов повышения продуктивности пластов необходимо наращивание объема ремонтных работ, что требует значительных капитальных вложений.
Рассмотрим пример ликвидации аварии с ЭЦН:
Данные по скважине:
1. Категория скважины – вторая;
2. Способ эксплуатации – ЭЦН;
3. Искусственный забой – 2380м;
Вид ремонта: прихват ЭЦН
Показываю чертеж Схема аварийной скважины

В ходе научно-исследовательских работ удалось выявить фундаментальные закономерности динамики изнашивания узлов ЭЦН, исследовать характеристики применяемых материалов, подшипников, влияние на ресурс конструкции насоса и т.д. Полученные данные, в свою очередь, позволяют определять критерии работоспособности и допустимые скорости изнашивания для заданных условий эксплуатации, а также прогнозировать ресурс насоса (определять технические пределы срока работы различных конструкций ЭЦН).
Показываю чертеж Структура работ по повышению надежности УЭЦН

Рассмотрим основной ловильный инструмент.
Колокола предназначены для захвата НКТ путем навинчивания на наружную поверхность.
Труболовки предназначены для извлечения из скважины целиком или по частям аварийной колонны НКТ при проведении ловильных работ. Захват производится за внутреннюю поверхность трубы.
Метчики предназначены для захвата путем ввинчивания во внутреннюю поверхность и последующего извлечения колонн при проведении ловильных работ
Показываю чертеж Ловильный инструмент

В результате проведения ремонта произошло увеличение дебита скважины на 17,7 тонн. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6177 тонну.Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1222,64 руб.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели

Вопрос1. Какова скорость спуска в скважину ЭЦН?
Спуск установки ЭЦН в скважину производится со скоростью не выше 0,25 м/сек

Вопрос 2. Для чего примяют ловильный инструмент – ерш?
Ерш предназначен для извлечения из скважины оборванного каната или кабеля.

Вопрос 3. Как крепится кабель к НКТ?
Кабель к НКТ крепится стальными поясами (клямсами) на расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ, не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины.

Вопрос 4. Как определяли состояние места обрыва НКТ?
Произвели спуск свинцовой печати на гл. 450м. Для получения качественного отпечатка, печать не допустили до предполагаемого забоя на 3м, запустили интенсивную промывку и произвели доспуск. Нагрузка на печать составила 20кН, во избежание оставления в скважине фрагментов печати. Произвели подъем печати. Отпечаток - предположительно разорванная муфта НКТ.
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время решать проблему сохранения уровня или замедле-ния темпов падения добычи нефти и газа становится весьма сложной задачей из-за ряда неблагоприятных факторов:
• обводнения скважин;
• истощения старых месторождений;
• резкого сокращения объемов геологоразведочных работ, что огра-ничивает выбор нефтяных и газовых месторождений, расположенных в бла-гоприятных для освоения регионах;
• увеличения числа бездействующих скважин;
• сокращения объемов строительства новых скважин на действующих площадях из-за отсутствия финансирования этих работ.
Поэтому для сохранения уровня добычи нефти и газа кроме известных методов повышения продуктивности пластов необходимо наращивание объ-ема ремонтных работ, что требует значительных капитальных вложений.
В условиях Западной Сибири, где для строительства нефтяных и газо-вых скважин, а также различных объектов для их эксплуатации необходимо сооружать насыпные площадки и дороги, объем капитальных вложений уве-личивается кратно.
В последние годы принципиальные изменения в структуре запасов уг-леводородного сырья, а также необходимость снижения удельных капитало-вложений на создание нефтедобывающих мощностей потребовали реализа-ции новой технической политики в области эксплуатации и ремонта скважин.
Своевременное выявление причин выхода в ремонт скважин и каче-ственное проведение ремонта является залогом повышения коэффициента эксплуатации добывающих скважин.
Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значитель-ных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных ме-сторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются од-ним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок проис-ходит с большим количеством осложнений.
Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от кон-струкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективно-сти работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом.
Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы.
Первую составляют геологические факторы – наличие в продукции свободного газа, сложный состав продукции, образование отложений солей и парафина, наличие мехпримесей и др.
Во вторую группу вошли факторы, обусловленные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатацион-ной колонны, количество и геометрия участков набора кривизны ствола, большие глубины спуска насосов, качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др.
Третью группу факторов составляют параметры, характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и тех-нологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаи-модействие в призабойной зоне пласта (ПЗП) применяемых жидкостей глу-шения скважин (ЖГС), пластовых флюидов и горной породы, а также нару-шения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению в пласт больших объемов фильтратов агрессивных тех-нологических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий филь-трации жидкостей. При эксплуатации скважин с УЭЦН действие всех пере-численных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции уста-новки и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный пери-од работы (МРП).
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади Красноленинского месторождения начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (про-токол ЦКРNo894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюмень-геологией. Основным проектными решениями по разработке предусматри-валось:
- выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК-2 – ЮК-11);
- площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;
- механизированный способ с начала разработки.
В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35.153 млн.т по категории С1. Необхо-димость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:
- уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утвер-ждалась ГКЗ СССР;
- переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.
Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объ-еме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.
В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось :
- по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.т , извлекаемых 309187 млн.т;
- по категории С2 балансовых 387088 млн.т, извлекаемых 134753 млн.т.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает сле-дующие основные положения:
- выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбури-ванием их самостоятельными сетками скважин;
- применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);
- способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газ-лифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);
- темп отбора нефти при проектном уровне – 3,8 % от начальных из-влекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;
- фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих –5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;
- извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т. конечный коэффициент нефтеотдачи – 0,436;
- применение нестационарного заводнения;
- объем нагнетательных вложений за весь срок разработки – 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи – 32,6 руб/т.
В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного про-ектированием в предыдущих документах.
На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку
Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.
ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме раз-работки Талинского месторождения со следующими основными технологи-ческими положениями:
- выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
- блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
- оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопре-нируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;
- систему разработки, предложенную для южного участка, распро-странить на участках расширения контура нефтеносности.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показа-телями :
- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
- жидкости - 12,5 млн.т.
- закачка воды - 16,5 млн.м3.
- ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .
- общий фонд скважин - 1553.
- в том числе добывающих - 777.
- нагнетательных - 259.
- резервных - 517.
- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );
- давление на устье скважин 18,0 МПа;
- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:
- увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
- временно оказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, со-средоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
- предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно – нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разре-шен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;
- организация совместной разработки пластов ЮК10 и Юк11 на залежах 1 и 2 в участке 3;
- внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.
В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Та-линской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади : на начальной стадии – по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновре-менно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические по-казатели разработки.
В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей по ДНС –30,31,32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработан-ного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:
- нефти – 4,65 млн.т.
- жидкости – 17,0 млн.т.
- закачки воды – 21,8 млн.м3
- фонд скважин, всего – 1640
- в т.ч. добывающих – 1177
- нагнетательных - 463
Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фак-тическая добыча нефти ниже проектной:
- в 2008 году – на 38,1 %.
- в 2009 году – на 26,2 %.
- в 2010 году – на 17,2 %.
- в 2011 году – на 5,8 %,
Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Рас-хождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных
- в 2008 году – на 10,8 т/с.
- в 2009 году – на 13,5 т/с.
- в 2010 году – на 10,3 т/с.
- в 2011 году – на 7,9 т/с.
Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:
фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологиче-ской схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется про-ектное решение по способу добычи – внедрение газлифта.
Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических ме-роприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: переход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно – замкну-тую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптими-зации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 2006-2008 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 2009 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Пре-вышение проектного уровня добычи жидкости не позволило выйти на про-ектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарас-тания обводненности продукции превышает проектный. В 2010 году факти-ческая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту – 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняет-ся следующими причинами:
- уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
- уточненная структура запасов нефти характеризуется большой филь-трационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.


2.2 Классификация аварий

Настоящее Положение «Расследование аварий в процессе строитель-ства, восстановления и ремонта скважин» (далее Положение) устанавливает порядок взаимодействия структурных подразделений ОАО «НК «Роснефть», дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть» и подрядных (сервисных) органи-заций при проведении расследования аварий в процессе строительства, вос-становления и ремонта скважин в Компании.
Настоящее Положение разработано с целью сокращения сроков строи-тельства, восстановления и ремонта скважин, снижения расходов Компании на устранение последствий аварий путем установления единых требований к расследованию аварий при строительстве, восстановлении и ремонте сква-жин в Компании, порядку взаимодействия ДО (дочерних обществ), струк-турных подразделений ОАО «НК «Роснефть», подрядных (сервисных) орга-низаций, оказывающих сервисные услуги по договорам.
Задачами настоящего Положения являются:
 установление единых требований к классификации аварий при строи-тельстве, восстановлении и ремонте скважин;
 установление единых принципов и требований к учету аварий при строительстве, восстановлении и ремонте скважин;
 определение порядка взаимодействия между участниками процесса расследования аварий при строительстве, восстановлении и ремонте скважин и при разработке мероприятий по снижению аварийности.
Аварии при строительстве и восстановлении скважин классифицируют-ся по следующим видам:
 Обрыв, расчленение бурильных труб и элементов бурильной колонны.
 Падение в скважину посторонних предметов.
 Прихват инструмента (потеря подвижности инструмента).
 Аварии с долотами.
 Аварии с обсадными трубами и элементами обсадных колонн.
 Аварии с забойными двигателями.
 Аварии при цементировании.
 Прочие аварии.
Аварии при ТКРС, освоении и эксплуатации скважин классифицируют-ся по следующим видам:
 Обрыв, расчленение бурильных труб и элементов бурильной колонны или НКТ.
 Прихват инструмента (потеря подвижности инструмента).
 Аварии с элементами погружного оборудования УЭЦН.
 Аварии с элементами погружного оборудования ШГН.
 Аварии с технологическим инструментом и оборудованием, использу-емым в процессе ТКРС и освоения скважин.
 Падение в скважину посторонних предметов.
 Аварии с геофизическими приборами и оборудованием.
 Аварии с подвесными, технологическими патрубками и переводника-ми.
 Аварии с устьевым оборудованием.
 Прочие аварии.
В отчетности Компании отражаются все аварии, на ликвидацию кото-рых затрачено более 8 часов.
Общие положения по организации расследования аварии.
1.Приказом руководителя ДО создаётся постоянно действующая ко-миссия (ПДК) по расследованию причин аварий в процессе строительства, восстановлении и ремонта скважин.
2.В приказе назначается Председатель ПДК (главный инженер или за-меститель руководителя ДО по производству), заместители Председателя ПДК по направлениям деятельности (бурение, ТКРС и т.д.), члены ПДК и устанавливаются полномочия Председателя ПДК, заместителей Председате-ля ПДК и членов ПДК при проведении расследования и оформлении актов расследования аварий.
3.Приказ о создании ПДК по расследованию причин аварий в процессе строительства, восстановлении и ремонта скважин должен обновляться не реже одного раза в год или при изменении в кадровом составе ПДК.
4.Состав комиссии различается в зависимости от вида аварий. В работе ПДК по расследованию аварии принимают участие представители подряд-ных (сервисных) организаций причастных к данной аварии. Председатель ПДК вправе привлекать к участию в расследовании аварии любых работни-ков СП ДО в рамках их должностных обязанностей.
5.Целью расследования аварии является:
 Определение причины и виновных аварии.
 Формирование плана действий по ликвидации аварии.
 Формирование мероприятий по предотвращению и снижению рисков подобных аварий.
6.Акт расследования аварии при строительстве, восстановлении и ре-монте скважин оформляется по установленным формам.
7.Ответственность за своевременную организацию и проведение рас-следования и оформление «Актов расследования аварии» возлагается на за-местителя Председателя ПДК по направлению деятельности.
8.По результатам расследования аварий при бурении, восстановлении и ремонте скважин не реже одного раза в месяц проводится ГТС ДО, кото-рый:
• решает спорные вопросы, возникшие при расследовании аварии у чле-нов ПДК или представителей подрядных (сервисных) организаций,
• определяет степень виновности структурных подразделений ДО или подрядных (сервисных) организаций,
• определяет основные корректирующие и предупреждающие действия для снижения рисков возникновения аварийных ситуаций в процессе строительства, восстановления, ремонта и эксплуатации скважин.
В случае не своевременного оповещения об аварии, сокрытии, искаже-ния фактов, либо возобновления работ без разрешения Заказчика вина в этом случае возлагается на лицо, допустившее данное нарушение.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН произошло увеличение дебита скважины на 17,7 тонн.
Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6177 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1222,64 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения перевода скважины с фонтанного способа до-бычи на УЭЦН в сумме 13,33 млн. руб. Фактическая сумма прибыли со-ставила 55,86 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внед-рения мероприятия на 37,42 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1222,64 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения ремонта скважины.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Мероприятия по снижению аварийности
1. Введено в действие «Положение о порядке расследования аварий произошедших при производстве текущих и капитальных ремонтов сква-жин».
2. Введен в действие «Регламент по ликвидации гидрато-парафиновых пробок при производстве текущих и капитальных ремонтов скважин».
3. Разработан «Регламент по промывке забоев при производстве теку-щих и капитальных ремонтов скважин».
4. Ужесточив контроль за работой сервисных предприятий, обеспе-чить уменьшение случаев использования оборудования и инструмента с большим сроком работы.
5. Для улучшения работы на сложных аварийных скважинах, рассмот-рен вопрос о привлечении сервисного предприятия, применяющего в своих технологиях импортный фрезерующий и ловильный инструмент.
6. С целью улучшения работы по сложным аварийным скважинам, необходимо увеличение технической оснащенности и численности аварийной службы сервисных предприятий.
7. Рассмотреть вопрос о применении безопасных переводников в про-цессе проведения сложных технологических операций на скважинах.
8. Перейти на фиксированную систему оплаты по аварийным скважи-нам.
9. Рассмотреть вопрос по привлечению стороннего более высокотехно-логичного подрядчика по ремонту НКТ.
10. Подрядчикам по ТКРС разработать и согласовать с ОАО «ТНК-Нягань» мероприятия по снижению аварийности.
11. Сервисным предприятиям разработать перспективные планы свое-го технического и технологического развития.