Техника и технология работ по проведению КРС на Приразломном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобы

Техника и технология работ по проведению КРС на Приразломном месторождении-Техника и технология работ по устранению негерметичности скважины на Приразломном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большинство месторождений России находятся на поздней стадии разработки. Этот период характеризуется снижением объе-мов добычи нефти, ростом обводненности продукции скважин, ухудшением структуры запасов. Происходит ухудшение состояния эксплуатационных ко-лонн (ЭК), износ их в результате трения насосно-компрессорных труб (НКТ) о колонну при спуско-подъемных операциях, при очистках поверхности ко-лонн от плотных солевых отложений механическими устройствами, в резуль-тате коррозионного разрушения. Все это приводит к возникновению дефекта (негерметичности) колонны в процессе эксплуатации скважины.
Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются ча-стичное или некачественное ее цементирование во время строительства, ис-пользование сточных вод для заводнения и агрессивных жидкостей для ин-тенсификации добычи нефти, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений.
Проблема негерметичности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Западно-Сибирского региона с каждым годом приобретает все большую актуальность. Вследствие этого обводненность добываемой продукции повышается, эксплуатация скважин становится нерентабельной. Такие скважины также являются потен-циальными источниками загрязнения вышележащих горизонтов с пресными водами. Основными причинами нарушения герметичности колонн являются: старение фонда скважин, некачественное цементирование при заключитель-ных работах во время бурения, коррозионные процессы в местах контакта водоносных горизонтов с колонной, глушение скважин при давлениях, выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие тех-нологические причины.Из-за высокой обводненности интенсифицируется процесс отложения неорганических солей, приводящий к образованию плот-ных отложений на стенках ЭК, выходу из строя УЭЦН, пакерного оборудо-вания заклиниванию их при подъемных операциях. Образование солевых отложений свидетельствует о сложном химическом составе скважинной жид-кости, находящейся в неравновесном (пересыщенном солями) состоянии, с постоянно меняющимися химическими показателями среды (водородного показателя, содержания газов, солей и др.), тем самым интенсифицируя про-цессы коррозионного разрушения металла колонны.
В- перечисленных условиях технология устранения негерметичности ЭК должна предусматривать исключение возможности быстрого разруше-ния созданного в интервале дефекта колонны изоляционного тампона (экра-на) в процессе проведения после РИР мероприятий по очистке стенок ЭК от солеотложений (механические проработки, химобработки др.). Поэтому со-вершенствование технологий РИР по устранению негерметичности ЭК в условиях отложения солей является актуальной научно-практической зада-чей.
Задача по устранению негерметичности (нарушения) может быть ре-шена путем проведения РИР с использованием специальных технических устройств или методов тампонирования. Так, в случае обнаружения негерме-тичности ЭК ниже возможной глубины нахождения насосного оборудования дешевле и быстрее негерметичность устраняется техническим средством (од-но-, двух-, трех-пакерными системами, профильным перекрывателем, колон-ной-«летучкой» и т.д.), при наличии нарушения в зоне нахождения насосно-го оборудования или выше — методом тампонирования. Последнее прово-дят с использованием от-верждающихся составов: смол, цементов, ТС «Пла-стик КС», полимерных составов. Для снижения аномально высокой приеми-стости негерметичности пользуются вязко-блокирующими смесями (ВБС)з представляющими собой обратные эмульсии, гелеобразующими составами (ГОС), вязкоупругими; составами (ВУС) на основе полиакриламида (ПАА) или их комбинациями.
Для поддержания длительной работоспособности скважин в условиях отложения солей применяются, физические: и химические методы, примене-ние механических методов нецелесообразно- из-за возможности разгермети-зации нарушения: К физическим методам относятся такие как: поддержание повышенных давлений на забое добывающих скважин, обработка закачива-емой воды магнитными, акустическими полями, применение НКТ со специ-альным: покрытием; к химическим методам - применение ингибиторов со-леотложения, растворителей, кислот и их комбинаций. Применяемые мето-ды* предотвращения или удаления солей недостаточно эффективны, что обу-словливает увеличение количества осложненных скважин необходимость эф-фективного решения обозначенной проблемы.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Проектные решения по разработке месторождения

Приразломное месторождение относится к числу наиболее перспектив-ных месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями).
На 1.01.2014г здесь пробурено 851 скважина или около 1/5 части от общего перспективного фонда (вертикальные скважины).
За 2013г добыто 1,920 млн.т нефти (6,7% обводненность), накопленная добыча нефти 7,945 млн.т, средний дебит нефти 13,5 т/сут.
Месторождение отличается высокой концентрацией запасов в одном пласте БС4-5 - 80% НИЗ. Тип залежи - литологически экранированная.
На Приразломное месторождение приходится около 38% оставшегося не пробуренного перспективного фонда в целом по разрабатываемым место-рождениям АО ЮНГ (исключая Приобское).
За 2013-2014гг здесь пробурено 18% скважин, а в 2011-2012гг - 34% оставшегося фонда (исключая Приобское месторождение), в сумме же на Приразломное и Приобское месторождения приходится в указанный период соответственно около 30 и 54% буримых скважин.
Разработка Приразломного месторождения начата в 1986г. За послед-ние четыре года она осуществляется на основе "Комплексной технологиче-ской схемы разработки Приразломного месторождения", составленной Сиб-НИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.2001г) со следующим и основными положе-ниями:
1. Проектные уровни: добыча нефти - 3,5 млн.т/год:
жидкости - 5,2 млн.т/год:
попутного газа - 226 млн.м3/год;
закачка воды - 10, млн.т/год.
- выделение в качестве основного эксплуатационного объекта пласта БС4-5 и второстепенных объектов - пластов А111, А112, ЮС0;
- применение по основному объекту БС4-5 блоковой трехрядной систе-мы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 500м; вопрос оптимизации сетки скважин внутри блоков и фор-мирование поперечных линий разрезания решать в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов;
- с целью изучения добывных возможностей предусмотреть на пласте А111 бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточечной схеме, на пласт А112 - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500;
- осуществление пробной эксплуатации по объекту ЮС0 на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, рядная система, расстояние между скважинами и рядами - 1000м);
- бурение на месторождении 3484 скважин, в т.ч. 2163 добывающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных и 14 водозаборных при общем проектном фонде 3736 скважин: для перспективного планирова-ния предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т;
- давление на устье нагнетательных скважин 18,0 МПа;
- применение нестационарного заводнения;
- механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
В "Дополнительной записке к комплексной технологической схеме раз-работки Приразломного месторождения" произведены расчеты основных технологических показателей разработки с учетом изменения границ при-оритетной зоны природопользования и корректировки темпов разбуривания месторождения в сторону их уменьшения.
Расчеты технологических показателей разработки по пласту БС4-5 без учета Приоритетной зоны с измененными границами в дополнительной за-писке проведены раздельно для центральной зоны с нефтенасыщенной тол-щиной пласта более 5 м и для приконтурного кольца с нефтенасыщенной толщиной 3-5 м.
В результате расчетов получены следующие основные проектные по-казатели разработки пласта БС4-5 Приразломного месторождения (без учета Приоритетной зоны):
- добыча нефти, тыс.т/год - 2760
- добыча жидкости, тыс.т/год - 6239
- закачка воды, тыс. м3/год - 8456
Проектный фонд скважин (без учета Приоритетной зоны) при этом со-ставил 2819 единиц (64% от общего утвержденного фонда). Распределение проектного фонда скважин по назначению дано в табл.2.1.
Разработка объекта БС4-5 Приразломного месторождения была начата с применения площадной обращенной девятиточечной системы воздействия с плотностью сетки скважин 25 га/скв. В этой системе задействована 31 добы-вающая и 10 нагнетательных скважин.
В дальнейшем, при сохранении квадратной сетки скважин и плотности их расстановки (25 га/скв), был осуществлен переход от площадного к ли-нейному заводнению путем реализации трехрядной блоковой системы. Этой системой охвачено 16% разбуренной площади.
Дальнейшая эволюция системы разработки состояла в переходе к клас-сической трехрядной блоковой системе с треугольной сеткой скважин, при сохранении плотности их расстановки (25 га/скв).

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 проведения ремонта работы произошло увеличение дебита скважины на 20,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повыше-нию объема добычи нефти на 6648 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3037,51 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения ремонтных работ в сумме 31,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 51,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 44,4 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3037,51 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения ремонтных работ.










ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате комплексного научного обобщения и анализа экспери-ментальных лабораторных и опытно-промышленных исследований на сква-жинах в области ограничения водопритоков удалось решить поставленные задачи и в определенной степени обеспечить решение проблемы повышения качества подготовки запасов нефти промышленных категорий, увеличения продуктивности скважин и добычи нефти.
Основные результаты исследований сводятся к следующему.
1. На основе системных комплексных методов геолого-промыслового анализа, детального изучения строения нефтегазовых залежей по высоте научно обоснована и разработана методика воздействия на прискважинную зону пласта для ограничения водопритоков.
2. Научно и экспериментально обоснованы и созданы новые водоизо-лирующие композиции и физико-химические методы воздействия на прис-кважинную зону пласта для ограничения водопритоков в нефтяные скважи-ны.
3. Обоснованы гидродинамические аспекты создания изоляционного экрана при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин, дренирующих терригенные коллекторы с подошвенной и краевыми водами, газовой шап-кой, и предложены решения по установке изоляционного экрана с целью ограничения водопритоков и получения безводных притоков нефти в кон-кретных геолого-технических условиях.
4. Разработан комплекс высокоэффективных и ресурсосберегающих технологий ограничения водопритоков в нефтяные скважины.
5. Разработан способ точного определения положения водонефтяного контакта с использованием разработанных водоизоляционных композиций на основе кремнийорганических соединений, повышающий достоверность подсчета запасов углеводородов.
6. Разработан геолого-геофизический способ контроля за производ-ством ремонтно-изоляционных работ, позволяющий однозначно определить заизолированные интервалы пласта.
7. Проведенные научные исследования, промысловые испытания и эко-номические расчеты доказывают целесообразность, перспективность и высо-кую технологическую и геолого-экономическую эффективность разработан-ных технологий ограничения водопритоков в нефтяные скважины.