Анализ эффективности подземного ремонта скважин на Советско-Соснинском нефтяном месторождении (Томская область) - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ эффективности подземного ремонта скважин на Советско-Соснинском нефтяном месторождении (Томская область)

Общие сведения о Советском месторождении, история его разработки и современное состояние. Геологическое строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1, оборудование.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


месторождение геологический тектоника
Нефтяная промышленность начала развиваться в Томской области с открытием Советского месторождения в 1962 году. В 1966 году Советское месторождение было введено в промышленную разработку.
В данный момент разработку месторождения осуществляет НК ЮКОС. Следует отметить, что Советско-Соснинское месторождение в данный момент времени находится в четвертой, завершающей стадии разработки и обводненность продукции на 1.01.2013 составила 87,8%.
На сегодняшний день любая нефтяная компания ставит перед собой задачи правильного подбора глубинно-насосного оборудования для нефтедобывающих скважин и расчета оптимальных условий его эксплуатации, продлевающих межремонтные периоды работы установок. Особенно большое внимание надо уделять установкам электроцентробежных насосов, на которые приходится основная доля добываемой продукции.
В целом по России из общего фонда скважин, на которых добыча нефти ведется механизированным способом, 55% приходится на станки-качалки и 45% - на другие технологии. При этом около 75% от общего объема добываемой нефти добывается с помощью УЭЦН и только 25% - с помощью всех остальных технологий. Помимо непосредственной добычи нефти, электроцентробежные насосы применяются также на нагнетательных скважинах и в системах поддержания пластового давления (ППД).
В данной дипломной работе была поставлена задача провести анализ проведения подземного ремонта скважин и предложить мероприятия по улучшению его эффективности.
Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (Рисунок 1).
Рисунок 1. Обзорная карта нефтедобывающего района
Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. В первые два года осуществлялась пробная, а с 1968 года начата его промышленная эксплуатация. Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С1 и 9625тыс. тонн по категории С2. Остаточные запасы нефти на 01.01.2003 г составили 78342,1 тыс. тонн по категориям А+В+С1. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2013) степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город Стрежевой, где расположено НГДУ Стрежевойнефть ОАО Томскнефть, осуществляющее его разработку.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,282, обводненность продукции составила 87,8%, эксплуатационный фонд составляет 972 скважины, из них добывающий фонд-714 скважин и неработающий фонд 258 скважин.
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. тонн, темп отбора 3,1%) по месторождению был достигнут в 1977-78 годах, после этого месторождение вступило в третью стадию разработки. В данный момент месторождение находится в четвертой стадии разработки.
На Советском месторождении широко использовалось кустовое наклонно - направленное бурение. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой выполняется более обширный комплекс промыслово - геофизических исследований, чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км. и некоторые геофизические приборы не проходят в скважину.
В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Советское месторождение относится к многопластовым. Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а так же плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста (тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижне - юрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты (160-175м).
Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, попурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.
Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).
В пределах Западно-Сибирской низменности многими исследователями выделяется три структурно-тектонических этажа.
Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.
Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское и раннемезозойское время.
Верхний - платформенный мезозойско-кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.
По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.
В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско-Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.
На структурной карте по отражающему горизонту “Па”, приуроченному к подошве баженовской свиты, ранее были выделены три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская. В дальнейшем были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-восточное и Западное.
Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.
В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.
В процессе разработки Советского месторождения установлена промышленная нефтегазоносность по пластам: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ0-1, АВ8,АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2,АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.
В настоящее время горизонт АВ1 является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Эти обстоятельства послужили причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13. Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако, следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ11.
Начальные дебиты нефти из пласта АВ13 изменяются в довольно широких пределах от 0,6-42 т/сут на штуцерах 6 и 8мм.
Пласт АВ12 расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв.№215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 7,2м.
Дебиты из пласта АВ11 “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).
Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 3,2м.
Советское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами.
Первый водоносный комплекс включает в себя трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты. Второй водоносный комплекс - верхняя часть васюганской свиты (верхняя юра). Третий водоносный комплекс - мегионская свита и нижняя часть васюганской свиты. Четвертый водоносный комплекс - верхняя часть вартовской и алымской свит. Пятый водоносный комплекс - покурская свита. Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения.
Первый водоносный комплекс выдержан на месторождении и сложен песчаными пластами линзовидного строения. Толщина комплекса 200-350 м. Температура пластовых вод 90С. Воды данного комплекса напорные.
Второй водоносный комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70-80м. Температура пластовой воды 80С. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит. Толщина водоупорных отложений 25-30м.
Третий водоносный комплекс литологически представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного комплекса 280-330м. В разрезе этого комплекса выделяются горизонты БВ8, БВ6, БВ4, БВ3, БВ1. Воды высоконапорные, самоизливающиеся. Пластовое давление, в зависимости от глубины залегания горизонта, составляет 21,5-22,9 МПа, пластовая температура 71-74С.
Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит, имеет широкое распространение и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Отложения представлены чередованием песчаных, алевролитовых и аргиллито-глинистых пород. Толщина комплекса 200-250м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16-17,8 МПа, температура 52-54С.
Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского возраста. Толщина комплекса 700-800 метров и залегает на глубинах 900-970м.
Воды комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях 1010 кг/куб.м, тип воды хлоркальциевый.
Шестой водоносный комплекс представлен отложениями палеоген-четвертичного возраста и практически не изучен. Воды этого комплекса пресные, гидрокарбонатонатриевые, используются для питьевых целей.
В результате анализа данных, приведенных в таблице 1 видно, что по химической характеристике пластовые воды Советского месторождения по классификации В.А.Сулина хлоркальциевого типа, жесткие, бессульфатные, слабой минерализации, которая с глубиной увеличивается от 18,3 кг/куб.м (покурская свита) до 38,6 кг/куб.м (пласт ЮВ1 Васюганской свиты).
Воды основных комплексов по гидрогеологическим данным носят застойный характер. Согласно общих гидрогеологических предпосылок, а также гидродинамических исследований, можно сделать вывод, что режим залежей Советского месторождения - упруговодонапорный.
Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи.
Пласт АВ12 чаще всего состоит из 3-5 песчаных прослоев разделенных алевролитами и глинами. Песчаники мелкозернистые, но в основном с однородной текстурой. Преимущественный размер зерен 0,15-0,25мм (70-95%). Количество алевролитового материала 3-20%. Количество цемента не превышает 15%. Состав цемента хлоритовый и каолинитовый. Тип цементации чаще всего поровый. Алевролиты серые мелкозернистые, однородные. Прослои глинистого материала в них встречаются реже, чем в пласте АВ11. Глины темно серые до черных, плотные с песчано-алевритовой примесью, обуславливающей слоистость.
Пласт АВ11 представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина пропластков изменяется от 0,01 до 0,5м. Пласт характеризуется повышенной слоистостью и рассеянной глинистостью. Песчаники серые, мелко и тонкозернистые с содержанием цемента до 25%. Текстура песчаников гнездовидно - линзовидная. Ведущей фракцией в них является 0,25-0,1мм (55-75%) с преобладанием зерен до 0,12-0,15мм. Песчаники по своему составу близки к алевролитам. Цемент песчаников по составу хлоритовый каолинитовый (20-25%), иногда кальцитовый. Тип цементации поровый, базальтный. Алевролиты серые, темно-серые мелкозернистые, средней плотности, с прослоями темно-серого глинистого материала, а участками очень крепкого, известковистые. Глины темно-серые, некрепкие, слабослюдистые с прослойками и линзочками светло-серого алевролитного материала.
Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содерж ания в них глинистого материала.
Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Если в пласте АВ13 он составляет 18,2-30,1%, то в АВ11 возрастает до 12,8-31,8%. Средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ13-24,9%, АВ12-23,7%, АВ11-22,2%). Характер изменения фазовой проницаемости аналогичен открытой пористости. Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту почти в два раза (234, 123, 67 кв.мкм). Средние значения параметров горизонта АВ1, определенные при стационарных режимах фильтрации:
- коэффициент продуктивности -27,6 т\(сут.*Мпа)
- удельный коэффициент продуктивности -2,294 т\(сут.*Мпа)
- гидропроводность - 61,18 кв.мкм, см\мПа*с.,
Средние значения параметров горизонта АВ1,определенные при нестационарных режимах фильтрации. Гидропроводность-65,29 кв.мкм, см/мПас, проницаемость-0,125 кв.мкм, пьезопроводность-3548 кв.м/с.
Компонентный состав газа в процентах молярной концентрации составляет: метана 77,37%, этана 5,76%, углекислого газа 0,29%, удельный вес газа 0,944кг/м3.
Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеновому типу по классификации Добрянского. Нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном.
Таблица 2.1. Компонентный состав газа
Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание в % ) горизонта АВ1
Характеристика пластовой и закачиваемой воды.
Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г., введено в эксплуатацию в 1966 г. В следующем году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели техсхемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Учитывая низкое начальное нефтенасыщение и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик в первой техсхеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трех рядную систему размещения скважин по сетке 700x700 м. В дальнейшем в связи со сложностями ее быстрого разделения с одновременным обеспечением высоких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систему разработки; при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточечной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.
Поэтому в проекте разработки (1990 г.) для исключения негативных факторов площадной системы принято решение по формированию трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек. В конечном итоге плотность сетки составит 230 тыс.м2/скв при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:2,8.
В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 76% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 154,504 млн.т нефти, что составляет 66,4% от извлекаемых запасов (рис. 4) категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,282, обводненность продукции 87,8%. (Таблица 3.1).
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг. (рис. 5), затем месторождение вступило в третью стадию разработки, а в данный момент месторождение находится в четвертой стадии разработки.
Рисунок 5. Показатели разработки Советского месторождения за период с 1995 по 2014 год
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1-1-2 с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.
С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или 51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл.3.2), текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,195, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается, как по организационным причинам, так и из-за ограниченности материально-технических средств. Максимальный отбор нефти 3709 тыс.т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г (рис. 9). При обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.
Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ1-1 при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ1-2+3. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ1-2+3, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое завышение указанного коэффициента за счет не герметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.
Рисунок 6. Динамика изменения дебита жидкости и обводненности пласта АВ1
Рисунок 7. Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1
Рисунок 8. Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1
Таблица 3.1. Показатели разработки Советского месторождения за период с 2011по 2014 год
Средний дебит скважин по нефти т/сут
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти%
Таблица 3.2. Показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения за период с 2011по 2014 год
Средний дебит скважин по нефти т/сут
Текущий коэффициент нефтеизвлечения
Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти%
Профиль ствола наклонно-направленных скважин включает в себя:
- вертикальный участок от 0 до 180 - 250 м.;
- участок набора зенитного угла 150 - 220 м.;
- стабилизации наклонного ствола 900 - 1100 м.;
- снижение зенитного угла 450 - 1200м.
Конструкция скважин, пробуренных нефтеразведочной организацией, включает в себя направление диаметром 325 - 508 мм. (спускалось в 20 скважин) на глубину 5 - 56 м., кондуктор диаметром 219 - 325 мм. на глубину 283 - 620 м. и эксплуатационную колонну диаметром 114 - 146 мм. до забоя (рис. 10). Цемент за направлением поднимался до устья, за кондуктором на высоту 58 - 505 м от башмака. За эксплуатационной колонной цемент поднимался 100 - 150 м и выше кровли продуктивного пласта.
Рис. 11 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса
4.3 Оборудовани е скважины эксплуатируемой УШГН
Рисунок 12 Штанговая насосная установка:
Из рисунков приведенных ниже мы видим, что добыча нефти с помощью УЭЦН составляет- 76%, а добыча нефти с помощью ШГН- 24%. Отсюда получается, что добыча нефти с помощью УЭЦН превышает добычу нефти в 3 раза по отношению к ШГН.
Рисунок 13 Действующий фонд скважин по способам эксплуатации
Рисунок 14 Добыча нефти по способам эксплуатации
2. МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, ЭВН, газлифт, фонтан).
3. Расчет МРП производится по формуле: МРП=Т/Ч, где Т -календарное количество суток за расчетный период, Ч - частота ремонта за расчетный период.
4. Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч=Р/Ф, где Р- количество ремонтов за расчетный период, Ф- среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода Ф=(Фн+Фк):2
5. В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, ввода скважин из консервации.
6. Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущему способу эксплуатации, к предыдущей категории.
7. При расчете частоте ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин:
- для расчета МРП по всему фонду скважин - весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин.
-для расчета МРП по нефтяному фонду - весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения.
-для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда - весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения.
-для расчета МРП нагнетательного фонда - все нагнетательные скважины
-для МРП газового фонда - весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин.
Рисунок 15. Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2014 год на Советском месторождении в (сутках)
Рисунок 16. Динамика межремонтного периода УЭЦН после ГРП по годам на Советском месторождении в (сутках)
Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Это видно из рис. 16 по сопоставлению с рис. 15, где ГРП на скважинах не проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос пропанта (рис. 17), часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2013 году он составлял 87 суток, то к 2014 году МРП возрос до 131 суток. Однако все еще не соответствующий гарантийному сроку (180 суток). Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП используют технологию тщательной промывки скважины гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели для уничтожения плотной корки пропанта.
Для удаления песчаных пробок и извлечения пропанта привлекаются бригады ПРС.
Рисунок 17. Минералогический состав механических примесей по скважинам ГРП
Рисунок 18. Минералогический состав механических примесей
Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм
В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ.
Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести промывку забоя.
Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.
Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и параф ина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельный барабан не менее 13 лк, талевая система - отцентрирована относительно оси устья скважины.
Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на мастеров бригад производящих глушение и ремонт скважины.
· Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.
· Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и монтажником «ЭПУ-Сервис» с использованием грузоподъемных устройств спецтехники, доставившей установку.
· Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки бригады ТКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автонаматыватель.
При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится.
· При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений.
· Автонатыватель (см. схему расстановки оборудования на кусте) размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярна поперечной оси барабана проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.
Запрещается производить монтаж УЭЦН при температуре ниже -35С и силе ветра более 10 м/сек, при осадках в виде мокрого снега и дождя (если нет защитного укрытия зоны монтажа от прямого попадания осадков).
· Монтажник «ЭПУ-Сервис» передает бригаде исправные и проверенные хомуты для монтажа УЭЦН. На применяемые монтажные хомуты должен иметься паспорт и акты освидетельствования.
· Бригада ТКРС самостоятельно устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН, а также поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника «ЭПУ-Сервис» к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. Во время спускоподъемных операций монтажник должен быть удален из зоны работы подъемника.
· По окончании монтажа бригада ТКРС возвращает монтажнику чистые и исправные хомуты.
· Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ, согласованными с ОАО “ТН”. В процессе монтажа мастер ТКРС (бурильщик, ст. оператор): сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номеров узлов записанным в паспорте; контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см 2* 10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; проверяет сопротивление изоляции установки в сборе (не менее 5 МОм), наличие маркировки и фазировки на конце кабеля; расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе «ЭПУ-Сервис».
· Ответственность за качество монтажа возлагается на монтажника и начальника цеха проката «ЭПУ-Сервис», ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ТКРС. В случае нарушения монт
Анализ эффективности подземного ремонта скважин на Советско-Соснинском нефтяном месторождении (Томская область) дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Методы Исследования При Написании Курсовой Работы
Реферат По Физре Пример
Историческое Сочинение Гражданская Война В России
Бег На Среднюю Дистанцию Реферат
Дипломная работа по теме Оценка внешнеторговой деятельности организации на примере ЗАО 'Констанция Кубань'
Сочинение: Портретная характеристика Семена Захарыча Мармеладова в романе Ф. М. Достоевского Преступление и
Реферат: Функционально-стоимостной анализ устройства поиска скрытой проводки
Реферат по теме Миграция населения
Контрольная Работа По Дубровскому 6 Класс Коровина
Алгебра И Начала Анализа Контрольные Работы Глизбург
Реферат: Понятие и признаки внешнеторговой бартерной сделки
Доклад по теме Источник права как текст: проблемы теории
Реферат: Лекции по Паскалю
Доклад по теме Королева плакучей ивы и стихов
Реферат: Приборы приемно-контрольные пожарные, приборы управления. Аппаратура и ее размещение. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая Работа На Тему Расчет Котла Твг-8м
Курсовая Работа На Тему Відтворення Поголів’Я Свиней
Дипломная работа: Кризисные ситуации в семье и их роль в развитии личности ребенка
Структура Сочинения По Литературе
Дипломная работа по теме Аналіз виконання місцевого бюджету
Основные закономерности гормональной регуляции - Биология и естествознание презентация
Понятие о счетах бухгалтерского учета и их строение - Бухгалтерский учет и аудит творческая работа
Учёт реализации продукции в ООО "Верхнекамье-Лес", Гайнский муниципальный район Пермского края - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа