Оптимизация работы низкодебитных скважин на Киенгопском месторождении
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время значительная часть месторождений ПАО «Удмуртнефть» им. В. И. Кудинова находится на заключительной стадии разработки. Эксплуатация этих месторождений ведется механизированным способом, с поддержанием пластового давления закачкой воды, и сопровождается рядом осложнений в работе насосного оборудования, обусловленных высокой обводненностью откачиваемой продукции, отложением парафинов и неорганических солей, повышением коррозионной активности и другими факторами.
В связи с постепенной выработкой запасов в разработку вовлекаются нефтяные пласты с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Скважины, эксплуатирующие эти залежи, характеризуются как правило низкой продуктивностью.
Влияние осложняющих факторов приводит к снижению дебита добывающих скважин, повышенному износу подземного оборудования, снижению межремонтного периода. Вследствие низкой рентабельности эксплуатации скважин повышаются требования к характеристикам насосных установок, ключевыми из к
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
I. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 7
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 7
1.2 Физико - химические свойства нефти, газа, воды 13
1.3 Осложняющие факторы разработки месторождения 17
Выводы по геологическому разделу 17
II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 19
2.1 Характеристика текущего состояния разработки месторождения 19
2.2 Состояние эксплуатационного фонда скважин 21
2.2. Анализ работы скважин, оборудованных УШГН 22
2.2.1. Подбор оборудования УШГН 22
2.2.2. Основные параметры технологических режимов работы скважин с УШГН 29
2.2.3 Осложнения при эксплуатации скважин с УШГН 31
2.2.4 Применяемые технологии борьбы с осложнениями на фонде скважин Киенгопского месторождения 34
2.3 Влияние технологических факторов на среднюю наработку на отказ низкодебитных скважин 40
2.4 Технические средства эксплуатации скважин низкодебитного фонда скважин 47
2.4.1 Повышение надежности эксплуатации низкодебитного фонда скважин с УШГН 47
2.4.2. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин 53
2.5 Обоснование скважин-кандидатов для реализации проектируемого решения 57
2.6 Определение технологического эффекта при реализации предлагаемых решений 59
2.6.1 Определение технологического эффекта при внедрении насосных штанг в стеклопластиковом исполнении 59
2.6.2 Определение технологического эффекта при эксплуатации низкодебитной скважины в периодическом режиме 60
2.7 Обеспечение требований промышленной безопасности при проведении проектируемых работ 65
Выводы по технологическому разделу 66
III ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 68
3.1 Обоснование экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения 68
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей 69
3.3 Расчет экономической эффективности от реализации предложенных мероприятий 69
Выводы по экономическому разделу 73
Заключение 74
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 75
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. -Дополнение к технологической схеме разработки Чутырско-Киенгопского нефтяного месторождения. Ижевск: ИННЦ, 2019г.;
2. Технологический режим работы добывающих скважин. Декабрь, 2022г.
3. Блазнов, А.Н. Стеклопластиковые стержни ООО «Бийский завод стеклопластиков» для полимерных изоляторов// Материалы международной научно-технической конференции 4 - 9 окт. 2004г. – С-Петербург: ПЭИПК, – 2004. – С .57.
4. Кочеков, М. А. Динамический гаситель колебаний ШСНУ широкого диапазона частот // Материалы 62-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа: УГНТУ, 2011. – С.307.
5. Кочеков, М.А. Экспериментальное определение влияния коррозионного воздействия на прочностные характеристики материала колонны штанг при различных условиях смачивания // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2014. - №1. - С.94-113.
6. Газаров, А. Г. К вопросу усталостно-коррозионного износа глубинно-насосного оборудования // А. Г. Газаров, А. Р. Энштейн, В. Е. Андреев // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. – Вып. 4. – Уфа: Изд-во «Монография», 2003. – С. 222-223.
7. Газаров, А. Г. Разработка методов снижения износа штангового насосного оборудования в наклонно-направленных скважинах: автореферат дисс. канд. техн. наук. – Уфа, 2004.
8. Дубинов Ю.С. Модернизация методики расчета приведенных напряжений, возникающих в насосных штангах // Тезисы докладов 11 Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)». М.:РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015, с.264
9. Зейгман, Ю. В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. – Уфа : Изд-во УГНТУ, 2000. – 120 с.
10. Ивановский, В. Н., Сабиров, А. А. Почему рвутся штанговые колонны?// Территория нефтегаз. – 2007. - №3. – С. 34-37.
11. Ишемгужин, И. Е. Об использовании центраторов в штанговой колонне при глубинно-насосной добыче нефти // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2010. - №6, – С. 23-26.
12. Курбанов, М. М. Влияние коррозионного процесса и износа на работоспособность нефтепром
Промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией турнейских, визейского, башкирских и верейских объектов разработки. Этаж газоносности месторождения составляет 55 м, этаж нефтеносности – 349,5 м.
Строение месторождения осложняется системой мелких поднятий и куполов, в связи с чем с глубиной происходит разукрупнение и локализация залежей. Башкирская залежь содержит в сводовой части (включая пласты А4-0+1-А4-5) газовые шапки, верейские – на крыльях нефтяную оторочку.
Залежи верейского горизонта
Разработка верейской залежи была начата в 1974 году. Продуктивная терригенно-карбонатная толща верейского горизонта толщиной 47-53 м представлена переслаиванием известняков и аргиллитов с подчиненными прослоями алевролитов, мергелей и доломитов. Пласты B-II, B-III(а+b) залегают в нижней части горизонта.
Нефтегазовые залежи пласта В-II Пласт В-II залегает в нижней части верейского горизонта, однороден, достаточно хорошо выдержан по простиранию, несколько хуже - по разрезу, представлен обычно одним-двумя, реже тремя пропластками. В кровельной части часто наблюдаются уплотненные породы. Над пластом В-II залегает пачка плотных пород, по составу представленная в основном аргиллит