Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

Таблица 2.5 - Состояние запасов нефти и газа по горизонтам

Месторождение, горизонт	Дата ввода в разработку	глубина залегания горизонтов, м	Категория запасов	Начальные запасы нефти, тыс. тн	накопленная добыча нефти, тыс. тн	остаточные запасы нефти, тыс. тн	коэфф. нефтеотд.	от НИЗ, %	выработанность, %	фонд скважин	добыча нефти с начала года, тыс. тн.	добыча газа, млн. м3	средний газовый фактор, м3/тн
				Балансовые	извлекаемые		балансовые	извлекаемые	проект	факт			экспл	действ	нагнетат	факт	с начала разработки	с начала года
													всего	всего	всего	действующ
Восточный Молдабек	1999	-	-	81274	27507	3993,5980	77280,4	23513,4	0,34	0,049	1,4	14,5	383	379	111	108	380,434	38,9703	3,62735	9,4
I объект (M-I)	2003	209-267	С1	40742	15441	204,5	40537,5	15236,5	0,38	0,005	0,18	1,3	89	88	27	24	27,63	1,6575	0,241613	5,5
II объект (M-II)	2000	248-289	С1	10057	3379	317,3	9739,7	3061,7	0,34	0,03	1,41	9,4	79	77	22	22	47,67	2,2343	0,307158	7,0
III объект (M-III+Ю2-I)	1999	311-381	С1	12040	3198	474,8	11565,2	2723,2	0,27	0,04	1,68	14,8	64	63	17	17	53,85	3,6887	0,452824	7,7
IV объект (Ю2-II)	1999	372-447	С1	7682	2374	1266,0	6416,0	1108,0	0,31	0,16	3,93	53,3	75	75	21	21	93,2	11,670	0,725468	9,8
Возвратный объект (Ю2-III)	2000	432-442	С1	49	10	93,4	-44,4	-83,4	0,20	1,91	88,5	934,3	4	4	-	-	8,852	1,3530	0,186937	9,8
V объект (Ю2-IV+V)	2000	484-568	С1	7641	2492	1182,7	6458,3	1309,3	0,33	0,15	4	47,5	46	46	15	15	99,6	12,404	0,886386	13,2
VI объект (Ю2-VI+VII)	2000	543-618	С1	3063	613	455,0	2608,0	158,0	0,20	0,15	8,1	74,2	26	26	9	9	49,68	5,963	0,826968	13,2

На 01.01.2012г. эксплуатационный фонд составил 383 скважин, действующий -379 скважин, дающие продукцию - 371, во временном простое 8 скважин (206,406,415,257,404,1023,637,1274), в бездействии - 1 скважина (1013).

Средний дебит одной скважины, по состоянию на 01.01.2012г. составил 2,8 тн. нефти.

С начала разработки по состоянию на 01.01.2012 год по месторождению добыто 3 993,598 тыс. тн. нефти и 3 733,339 тыс. тн. воды.

За 2011 год по месторождению добыто 380,434 тыс. тн. нефти и 590,457 тыс. м3. воды. В данное время в разработке находятся 7 объектов.

Характеристика толщин по объектам:

-I - объект разработки

I нефтеносный объект - нижнемеловой горизонт М-I по «Технологической схеме разработки» ввели в эксплуатацию в 2005 году.

Начальные извлекаемые запасы объекта составляют 15441,0 тыс. тн. Разработка этого объекта начата в 2003 году 8 оценочными скважинами - 1011, 1052, 1097, 1101, 1130, 1163, 1183, 1186.

I объект разрабатывается 90 скважинами, из них 90 ЭВН.

По I объекту в отчетном 2011 году добыто 27,63 тыс. тн нефти и 35,83 тыс. тн воды. Среднесуточная добыча составила 0,9 т/сут нефти и 1,1 т/сут воды. Обводненность продукции - 56,5%.

-II - объект разработки

II объект разработки (М- II) с начальными извлекаемыми запасами 3379 тыс. тн нефти вступил в разработку в 2000 году декабре месяце с 3 скважинами (1246, 1261, 1262.).

По этому объекту в отчетном году добыто 47,67 тыс. тн. нефти и 78,985 тыс. тн воды.

Нефтенасыщенная мощность колеблется в пределах от 6 до 18,4м.

Среднесуточная добыча II - объекта за отчетный 2011 год составила 1,7т/сут нефти и 2,8 тн/сут воды.

Обводненность продукции - 62%.

Горизонт М- II разрабатывается 79 скважинами, в том числе ЭВН - 78 скважин, ШГН-1 скважина.

Глубина залегания нефтеносных горизонтов колеблется в пределах от 248 до 303 метров.

С начала разработки по II - объекту добыча нефти составила 317,3 тыс. тн или 9,4% от начальных извлекаемых запасов.

-III - объект разработки

III объект (М- III+Ю-I) с начальными извлекаемыми запасами 3198 тыс.тн нефти вступил в разработку в 1999 году с 6 скважинами (27, 2092, 2082, 2081, 2091, 9099).

К 2011 году фонд составил 64 скважин.

За отчетный год по данному объекту добыто 53,85тыс. тн. нефти и 82,129 тыс. тн. воды.

Добывающий фонд III объекта составляет 64 скважин: ЭВН-62 скважин и ШГН - 2 скважины.

Нефтенасыщенная мощность меняется в пределах от 1,8 до15 м.

Глубина залегания нефтегазоносных залежей колеблется в пределах от 312 до 378 м.

Данный объект характеризуется большим выносом песка, в связи с чем часто выходят из строя глубинные насосы и проводятся промывки скважин силами цеха ПРС.

Среднесуточная добыча III - объекта к концу 2011 года составил 2,3 тн. нефти и 3,6 тн. воды, обводненность - 60%.

Накопленная добыча нефти по III - объекту на 01.01.2012 год составила 474,8 тыс. тн. или 14,8% от начальных извлекаемых запасов.

-IV - объект разработки

IV - объект (Ю-II) разработки с начальными извлекаемыми запасами 2374тыс.тн. вступил в эксплуатацию в 1999 году ноябре месяце с одной скважиной 2080.

К 2011 году разрабатывалось 75 скважин (ЭВН - 67 скв., ШГН - 8 скв.).

В 2011 году по IV - объекту добыто 93,2 тыс.тн. тн нефти и 166,27 тыс. тн воды.

Нефтенасыщенная мощность меняется в интервале 3,2-17,6 м.

Глубина залегания нефтегазоносных залежей колеблется в пределах от 372 до 447 м.

Для IV - объекта характерен большой вынос песка, из-за которых часто промываются скважины и выходят из строя глубинные насосы.

Среднесуточная добыча данного объекта за отчетный год составил 3,4 тн/сут нефти и 6,1 тн/сут воды, при этом обводненность составила - 64%.

Накопленная добыча нефти по IV - объекту с начала разработки составила 1266,0 тыс. тн или 53,3% от начальных извлекаемых запасов.

-Возвратный объект разработки

Возвратный объект разработки с начальными извлекаемыми запасами 10 тыс.тн нефти пущен в разработку в 2000 году декабре месяце одной скважиной 254.

В 2011 году объект разрабатывался 4 скважинами 244,269, 605, 653 (ЭВН).

По данному объекту за 2011 год добыто 8,852 тыс.тн. нефти и 13,907 тыс. тн. воды.

Глубина залегания нефтегазоносных горизонтов находится в пределах глубин от 432м до 442м.

Нефтенасыщенная мощность достигает 1,4 м.

Среднесуточная добыча возвратного объекта за 2011 год составила 6,1 тн. нефти и 6,2 тн. воды.

Обводненность продукции - 61%.

Накопленная добыча нефти по данному объекту на 01.01.2012 год составила 93,4 тыс. тн.

-V - объект разработки

V - объект (Ю- IV+ V горизонты) разработки введен в разработку в 2000 году с 5 скважинами (439, 622, 607, 628, 431) с начальными извлекаемыми запасами 2492 тыс.тн нефти.

В 2011 году разрабатывались 46 скважин.

По V - объекту разрабатывается 41 ЭВН и 5 ШГН.

В отчетном году по V - объекту добыто 99,6 тыс. тн. нефти и 137,715 тыс. тн. воды.

Нефтенасыщенная мощность находится в пределах от 2,8 до 19,2 м.

Глубина залегания нефтеносных пластов колеблется в пределах от 484 м до 568 м.

В продукции скважин V - объекта разработки присутствует парафин (до 2,4%), что осложняет эксплуатацию данного объекта из-за отложений парафина на НКТ и стенках скважины.

Среднесуточная добыча V - объекта к концу 2011 года составила 5,9 тн. нефти и 14,1 тн. воды, обводненность - 58%.

По данному объекту с начала разработки добыто 1182,7 тн. нефти или 47,5% от начальных извлекаемых запасов.

-VI - объект разработки

VI - объект (Ю- VI + VII горизонты) разработки с начальными извлекаемыми запасами 613 тыс.тн нефти вступил в разработку в 2000 году с 3 скважинами (614, 422, 417).

В 2011 году объект разрабатывался 26 скважинами (ЭВН- 25, ШГН- 1).

По данному объекту в 2011 году добыто 49,68 тыс. тн. нефти и 75,621 тыс. тн. воды.

Нефтенасыщенная мощность колеблется в пределах от 7,5 до 13,8м.

Глубина залегания нефтеносных горизонтов находится в пределах от 543 до 618 м.

Среднесуточная добыча VI - объекта за 2011 год составила 5,2 тн. нефти и 8,0 тн. воды, обводненность продукции - 60%.

С начала разработки по VI - объекту добыча нефти составила 455,0 тыс. тн. или 74,2% от начальных извлекаемых запасов.

В продукции скважин VI - объекта разработки присутствует парафин (до 2,2%), что осложняет разработку данного объекта из-за отложений парафина на НКТ и стенках скважины. VI - объект представлен с двумя (Ю- VI,Ю- VII) водоплавающими горизонтами с активными приконтурными зонами, которые создают осложнения при цементировании эксплуатационных колонн, а также дополнительные изоляционные и прострелочные работы во время освоения скважины.

В связи со сложностью эксплуатации участка Восточный Молдабек при наличии высоковязких нефтей и возможными песковыделениями при разработке технологической схемы рассматривались пять вариантов разработки месторождения. Центральная комиссия по разработке нефтяных и газовых месторождений Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан протоколом №17 от 16 апреля 2001 года утвердила пятый вариант разработки месторождения со следующими исходными характеристиками:

Год выхода на максимальный проектный уровень по нефти - 2008 год;

Проектный уровень добычи нефти - 672,0 тыс.т./год;

Проектный уровень добычи жидкости - 1725,0 тыс.т./год;

Проектный уровень добычи попутного газа - 5,043 млн.м;

Проектный уровень закачки воды - 1444 тыс.нм/год;

Фонд скважин, всего - 509 шт.

в том числе: добывающих - 389 шт.

нагнетательных - 120 шт.

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки

Анализ энергетического состояния продуктивных горизонтов месторождения Восточный Молдабек проводится на базе данных представленных НГДУ «Кайнармунайгаз». В целях более детального отображения и анализа характеристики энергетического состояния были обобщены всё данные по гидродинамическим исследованиям, а также замеры пластового давления. Однако ввиду недостаточного количества данных по пластовому давлению, построение карты изобар не представляется возможным, а вместо этого в графических рисунках отображается динамика пластового давления по годам. Ниже приводится анализ энергетического состояния по объектам разработки:

I объект

Данный объект разработки представляет горизонт M-I, на долю которого приходится основная доля запасов и фонда скважин. Но, тем не менее, основной фактор, влияющий на энергетическое состояние залежи, суммарные отборы жидкости на низком уровне.

Как видно из рисунка 2.8, основная доля исследований проведена в период 2001-2006 г.г., в целом можно заметить, что основная часть значений пластового давления находятся либо выше 2 МПа, или же ниже чем давление насыщение (1,44 МПа).

Некоторые значения пластового давления имеют очень низкое значение (1 МПа), в этой связи следует отметить, что при построении данной графики была использована практически вся информация по замерам пластового давления, корректность значительной части которых вызывает сомнение. Потому как, значимых причин для значительного снижения пластового давления нет.

Абстрагируясь от предположения значительного снижения пластового давления (ниже давления насыщения) можно заметить большинство точек находятся в интервале 2-2,5 МПа, т.е. ниже от начального пластового давления на 0,1-0,5 МПа. Однако охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно, ибо количество исследований недостаточно.



Рисунок 2.8 Динамика пластового давления I объекта

II объект

По данному объекту основная часть исследований проведена в период с 2003г по 2007г., при этом как по первому объекту достоверность некоторой части из них вызывает сомнение, в частности результаты замеры по которым получены пластовые давления ниже 1 МПа.

Динамика пластового давления II объекта представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 Динамика пластового давления II объекта

По остальным замерам можно заметить, что полученные значения пластового давления находятся в около начальном состоянии. Но, тем не менее, однозначную оценку текущему состоянию пластового давления по данному объекту нельзя дать, ибо малое количество исследований не позволяют сделать это.

III объект

Как выше отмечалось, данный объект состоит из двух горизонтов (M-III+Ю-I). Из 53 скважин действующего добывающего фонда 2 скважин эксплуатируют пласт М-III и 11 скважины пласты М-III и Ю-I совместно. Все остальные скважины перфорированы на пласт Ю-I. Из 17 скважин нагнетательного фонда 17 скважин перфорированы только на пласт ЮI. Фактически вся система ППД направлена на горизонт Ю-I.

На рисунке 2.10 изображена динамика пластового давления III объекта.

Рисунок 2.10 Динамика пластового давления III объекта

Результаты замеров свидетельствуют о вариации значении пластового давления от 2 до начального значения пластового давления, однако основная часть замеров проведены в период с 2003 по 2006г.г., из-за чего охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно. При исследовании скважины 2535 в конце 2009 г получено пластовое давление равное 3,4 МПа, что ниже от начального пластового на 0,2 МПа.

IV объект

В фонде скважин данного объекта числятся 77 добывающих и 24 нагнетательных скважин. Накопленная компенсация отборов составляет 100%, но тем не менее наблюдается снижение пластового давления.

Как видно из рисунка 2.11, приведенного ниже, в основном давление по скважинам варьирует от 3 до 4 МПа. Однако из-за отсутствия достаточного количества исследовании, невозможно охарактеризовать текущее энергетическое состояние.

Рисунок 2.11 Динамика пластового давления IV объекта

V объект

Данный объект введен в разработку в 2000г., разрабатываться 56 скважинами, компенсация отборов осуществляется 17 скважинами.

Рисунок 2.12 Динамика пластового давления V объекта

Как видно из рисунка 2.12 в 2005г., в ряде скважин отмечается снижение пластового давления ниже давления насыщения, однако в дальнейшем по скважинам пластовое давление находится выше 4МПа., но из-за малого количества исследовании, невозможно оценить энергетическое состояние по всему объекту.

Накопленная компенсация составляет 72,5%.

VI объект

К начавшейся в 2000г разработке объекта через год т.е. в 2001г., была подключена система ППД. В фонде добывающих скважин числятся 26 скважин, в нагнетательном - 9 скважин.

Как видно из рисунка 2.13, приведенного ниже, в целом пластовое давление снизилось от начального, но при этом находится выше давления насыщения. Следует отметить, что накопленная компенсация составляет 92%. Из имеющегося на сегодня данных можно сделать вывод, что система ППД отвечает темпу разработки.

Рисунок 2.13. Динамика пластового давления VI объекта

В целом по месторождению в ряде объектов по результатам замеров получены значения пластового давления ниже давления насыщения. При этом корректность данных замеров вызывает сомнение по ряду основательных причин. Основные из которых, малый объем отборов, к тому же при достаточно высокой накопленной компенсации. Также следует отметить, что основная часть замеров проведена в 2008-2009г.г., из-за чего охарактеризовать текущее энергетическое состояние затруднительно. Если же в качестве вспомогательного фактора рассматривать величину газового фактора, то какого либо роста ГФ не отмечается. А как известно, при снижении пластового давления, данное обстоятельно отражается на значении газового фактора скважин.

В дальнейшем для точной оценки величины пластового давления необходимо увеличить объемы работ по ГДИС исследованиям скважин.

2.1.5 Гидродинамическое исследование скважин и пластов

Проведение гидродинамических исследований скважин диктуется необходимостью мониторинга разработки месторождения.

Анализ результатов гидродинамических исследований проведен на базе данных, представленных НГДУ «Кайнармунайгаз». С начала разработки месторождения были проведены комплекс гидродинамических исследований, включающий:

- исследования глубинным манометром-термометром (измерения забойного и пластового давлений);

- исследования на установившихся режимах фильтрации - снятие индикаторной кривой (ИД) - для определения фильтрационных характеристик пластов и определение оптимального режима работы скважин;

- исследования методом записи КВУ для определения фильтрационных характеристик пластов и пластового давления;

- исследования методом записи КПД для определения фильтрационных характеристик пластов и пластового давления

Количество вышеперечисленных гидродинамических исследований приведено в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Количество исследований методом установившихся отборов и неустановившихся режимов по объектам

Объект	КВУ	КПД	МУО
	исслед.	скв.	исслед.	скв.	исслед.	скв.
I объект	34	22	3	3	8	8
II объект	8	8	2	2	16	16
III объект	5	5	-	-	2	2
IV объект	6	6	1	1	9	9
V объект	4	4	3	2	2	2
VI объект	-	-	1	1	3	3

Глубинные замеры выполнялись с использованием электронных глубинных манометров типа САТМ-01. Измерение динамического и статического уровня жидкости в межтрубном пространстве проводилось по действующим скважинам механизированного фонда, где прямые измерения глубинными манометрами невозможны. Замеры проводились аппаратным комплексом «Судос-мини-2» и «Судос-автомат». По результатам выполненных замеров динамических и статических уровней расчетным путем определялись забойные и пластовые давления. Диагностические исследования (динамометрирование) действующего фонда скважин, оборудованных ШСНУ, были выполнены аппаратным комплексом «Сиддос-автомат».

Обработка данных режимных исследований проводилась при помощи специализированных программных продуктов «ГДИ-эффект», «PаnSystem».

Для анализа характеристики результатов ГДИС использованы результаты исследований за последние пять лет.

Ниже приводится анализ результатов гидродинамических исследований по объектам.

I объект (пласт М I)

Площадь первого объекта можно разделить на два гидродинамически обособленных блока I (западный) и II (центрально-восточный), разделенные между собой разломом, приходящим с севера на юг в западной части залежи.

На объекте было проведено 45 исследований (42% от общих исследований по месторождению) в 33 скважинах: 8 исследований в скважинах методом установившихся отборов, 34 исследований в скважинах методом неустановившихся режимов, 3 исследований в нагнетательных скважинах методом падение давления.

Рисунок 2.14 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора первого объекта

По результатам исследований коэффициенты продуктивности изменяются от 0,72 (м3/сут)/МПа (скв1102) до 11,94 (м3/сут)/МПа (скв1024), среднее значение составляет 2,87(м3/сут)/МПа. Высокие значения продуктивности наблюдаются в западной части залежи (в районах скважин 1162 и 1148), что связано с высокими проницаемостями скважин данной зоны. Также, в северо-западной части залежи располагается относительно высокопроницаемая зона, которая была выделена по проведенным исследованиям на скважинах 1022, 1023 и 1024. По этим скважинам получены сравнительно высокие значения коэффициента продуктивности, со значениями 7,58(м3/сут)/МПа, 4,5(м3/сут)/МПа и 11,94 (м3/сут)/МПа соответственно.

На рисунке 2.14 приведена зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента проводимости I объекта. Как видно из рисунка, результаты полученных данных свидетельствует о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. Так как при одинаковой проводимости наиболее влиятельным фактором на продуктивность является скин-фактор, с тем, чтобы определить это сравниваются зависимости продуктивности от проводимости с положительными и отрицательными значениями скин-фактора. То, что коэффициент угла тренда зависимости скважин с отрицательными значениями скин-фактора превышает почти в три раза угол с положительными значениями означает, что потенциальный коэффициент продуктивности при данной проводимости так же в три раза превышает фактический. Это говорит о том, что при успешном проведении соответствующих мероприятий по стимуляции притока в скважину, можно добиться продуктивности примерно во столько же раз больше.

II объект (пласт М II)

По второму объекту проведено 26 исследований (16 МУО, 8 КВУ, 2 КПД) в 26 скважинах. По результатам исследований коэффициенты продуктивности изменяются в довольно широких пределах.



Рисунок 2.15 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по II объекту

Среднее значение коэффициента продуктивности составляет 5,3 (м³/сут)/МПа. По сравнению с первым объектам удельный коэффициент продуктивности почти в 2 раза больше и составляет 0,7(м³/сут)/МПа. Центральный район является хорошо проницаемой зоной по залежи. Коэффициент проницаемости в среднем по объекту составляет 0,6 мкм². Минимальное значение по объекту зафиксировано по скважине 1222 (0,14 мкм²). Максимум по скважине 1226 (3,9 мкм²).

Как и в первом объекте из графика (рисунок 2.15) видно, что полученные результаты свидетельствует о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. При сравнении отрицательных и положительных значений скин-фактора по зависимости продуктивности от проводимости, угол тренда с отрицательным значениями скин-фактора 2 раз больше чем с положительным значениями. Это говорит о том, что при успешном проведении соответствующих мероприятий по воздействию ПЗС, можно добиться продуктивности примерно во столько же раз больше.

III объект (пласт М III + Ю I)

На третьем объекте проведено 7 исследований в 7 скважинах: 5 исследований в скважинах 2009, 2027, 2044, 2058, 2535 методом неустановившихся режимов, 2 исследований в скважинах 1276, 2008 методом установившихся отборов. Коэффициенты продуктивности изменяются от 0,1(м3/сут)/МПа (скв 2535) до 13,8 (м3/сут)/МПа (скв1276), в среднем составляя 4,7(м3/сут)/МПа. Относительно высокие коэффициент продуктивности наблюдается в скважинах 1276 (13,8(м3/сут)/МПа) и 2008 (12,6(м3/сут)/МПа), которые совместно разрабатывают пласты М-III и Ю-I.

Остальные исследованные скважины разрабатывают только пласт Ю-I. Коэффициенты проницаемости объекта изменяются от 0,01 до 2,49 мкм², в среднем составляя 0,9 мкм². Высокое загрязнение ПЗС встречается в районах скважин 2044, 2058 и 2027, скин-фактор соответственно 3, 5 и 15.

Рисунок 2.16 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по III объекту

Анализ результатов ГДИС третьего объекта показывает, что полученные фильтрационные параметры в нефтяных скважинах характеризуются большим разбросом значений.

В рисунке 2.16, как и в предыдущих графиках, можно увидеть снижение коэффициентов продуктивности скважин за счет загрязнений ПЗС. При проведении соответствующих мероприятий по интенсификацию в скважинах с положительными значениями скин-фактора, можно увеличить продуктивность примерно в два раз.

IV объект (пласт Ю II)

В IV объекте проведено 16 исследований в 15 скважинах: 9 исследований методом установившихся отборов, 6 исследований методом неустановившихся режимов и в одной нагнетательной скважине снята кривая падение давления.

По результатам исследований коэффициент продуктивности изменяются в больших приделах от 0,5 (м3/сут)/МПа (скв 217) до 47,1 (м3/сут)/МПа (скв253), среднее значение составляет 15,1 (м3/сут)/МПа. Минимальное значение коэффициента продуктивности получено в скважине 217, скин-фактор которого составил 35,5. Несмотря на значения положительного скин-фактора, в скважине 253 получен сравнительно большой удельный коэффициент продуктивности (3,62 (м3/сут)/МПа). Средняя значения коэффициент проницаемости определенным в 11 скважинах, составляет 0,55 мкм².

Рисунок 2.17 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по IV объекту

В рисунке 2.17 представлена график зависимости коэффициента продуктивности от Kh (проводимости) с учетом скин-фактора.

Исходя из графика, можно сделать вывод о значительном влиянии загрязнения призабойной зоны на продуктивность скважин. При сравнении отрицательных и положительных значений скин-фактора по зависимости продуктивности от проводимости, угол тренда с отрицательным значениями скин-фактора втрое больше чем с положительным значениями. При успешном проведении соответствующих мероприятий по воздействию ПЗС, можно добиться продуктивности во столько же раз больше.

V объект (пласт Ю IV + Ю V)

В пятом объекте исследованиям были охвачены 8 скважин. В скважинах 420, 425 были сняты кривое падение давления, скважины 434, 2520 были исследованы методом установившихся отборов, скважины 440, 453, 623, 2532 методом восстановления давления.

По результатам исследований среднее значение коэффициента продуктивности составляет 8,2 (м3/сут)/МПа, изменяются в пределах от 1,3 (м3/сут)/МПа (скв2532) до 23,4 (м3/сут)/МПа (скв434). Проницаемость по объекту изменяется в больших пределах от 0,06 до 2,53 мкм². Высокое значение проницаемости, проводимости, пьезопроводности получено по скважине 623 - 0,791 мкм², 2,37 мкм²Чм, 79700Ч10-5 м2/сек, соответственно, что связано с хорошими дебитами скважины и высокой удельной продуктивностью - 4,3 (м3/сут)/МПа.

В скважине 420 были проведены две исследований методом КПД 2004 и 2008 годах, по ним наблюдается ухудшение ПЗС, о чем свидетельствует значений скин-факторов (-2,9 и 4,7 соответственно).

По построенному графику так же можно заметить о влияний скин-фактора на продуктивность.

Рисунок 2.18 Зависимость коэффициента продуктивности от проводимости с учетом скин-фактора по V объекту

VI объект (пласт Ю VI+Ю VII)

Объект исследован в четырех скважинах.

По результатам исследований среднее значение коэффициента продуктивности скважин объекта, является наиболее высоким на месторождении - 29,3 (м3/сут)/МПа, варьируя в пределах 5,3 (м3/сут)/МПа (скв634) - 50 (м3/сут)/МПа (скв. 2524). Средний удельный коэффициент объекта также значительно больше по сравнению с предыдущими объектами. Состояние призабойной зоны исследованных скважин хорошее, чем свидетельствует отрицательные значений скин-фактора. В скважине 2524 получен самый высокий коэффициент продуктивности по месторождению, к чему свидетельствует также высокая проницаемость (5,3 мкм²).

2.1.6 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

По состоянию на 2011год фактический закачено 1110,0тыс.м³, нарастающая закачка составляет 8081,537тыс.м³. Добыто 983,878 тыс.м³ жидкости за год. Накопленная жидкость 8042,999тыс.м³. Текущая компенсация 114,3%

По состоянию на 01.01.2009 г. в продуктивные пласты закачано 4791,5 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 95,3%. За 2009г в продуктивные пласты закачано 1058 тыс.м³ воды Текущая компенсация отбора закачкой равна 116,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины 26 м³/сут.

Пласт МI

Заводнение пласта началось в 2004 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в пласт закачано 218,6 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составляет 123,4%. За 2008г в пласт закачано 74 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 150,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины 8,4 м³/сут.

Пласт МII

Заводнение пласта началось в 2002 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в пласт закачано 327,1 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 107,3%. За 2008г в пласт закачано 81 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 93,5%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 11,1 м³/сут.

Пласты МIII+ЮI

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2000 г. По состоянию на 01.01.2009 г. в объект закачано 770,7 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 145,2%. За 2008 г в объект закачано 131,5 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 135%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 22,5 м³/сут.(Приложение Г).

Пласт ЮII

Заводнение пласта началось в 2000 году. По состоянию на 01.01.2009г в пласт закачано 1661,0 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 98,3%. За 2008г в пласт закачано 331,5 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 133,9%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 37,7 м³/сут.

Пласт ЮIII

Нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления и организация заводнения по нему не требуется.

Пласты ЮIV+ЮV

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2002 г. На 01.01.2009 г. в объект закачано 1279,5 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 78,4%. За 2008г в объект закачано 328,6 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой 110,6%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 53,1 м³/сут.

Пласты ЮVI+ЮVII

Заводнение эксплуатационного объекта началось в 2001 г. По состоянию на01.01.2009 г. в объект закачано 531,5 тыс.м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой равна 87,2%. За 2008г в объект закачано 116,1 тыс.м³ воды. Текущая компенсация отбора закачкой равна 102,1%. Средняя приемистость нагнетательной скважины равна 35,3 м³/сут.

Таким образом, по всем эксплуатационным объектам, кроме пластов МI и МII, система заводнения, в основном, освоена. По мере разбуривания пластов МI и МII система заводнения будет расширяться и постепенно охватит всю территорию этих залежей.

Следует заметить, что почти по всем нагнетательным скважинам объемы закачки ограничиваются. Фактическая приемистость нагнетательных скважин при давлении закачки 48-49 атм. значительно выше, и по отдельным скважинам может превышать200 м³/сут.

На сегодня техническая вода используется для системы ППД, проведения ПРС, КРС, а также для бурения эксплуатационных скважин месторождения В. Молдабек.

По НГДУ «Кайнармунайгаз» наблюдательный фонд скважин составляет 3 скважины - 2 скважины (1187,1167) на месторождении Восточный Молдабек.

В таблице 2.7 имеется информация по закачки воды для ППД по месторождению Восточный Молдабек за 2009 год.

На 01.01.2009г. начальные запасы нефти по месторождению составляют: балансовые 81274 тыс.т., извлекаемые 27507 тыс.т. С начала разработки по месторождению добыто 1511,2 тыс.т нефти. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляет 25995,8 тыс.т. Из них на долю объектов приходится: I объект-15414,3 тыс.т., II объект-3306,5 тыс.т., III объект-3026,3 тыс.т, IV обьект-1801,5 тыс.т., V обьект-46,5 тыс.т., VIобьект-2044,8 тыс.т., VII обьект-448,9 тыс.т..

На 01.01.2009г. суммарная добыча нефти по месторождению составляет 1511,2 тыс.т., жидкости 2226,5 тыс. т., закачка воды 1980,72 тыс.м3

За 2008 год по месторождению добыто 403,4 тыс.т. нефти, 798,2 тыс.т. жидкости при среднем газовом факторе 10,7 м3/т. Закачка воды 700,0 тыс.м3. Текущая обводненность составляет 40%.



Таблица 2.7 - Закачка воды для ППД по месторождении Восточный Молдабек за 2010-2012 годы

Объект разработки	Горизонт	За 2010год	За 2011год	Закачка воды с начала разработки на 01.01.2012г., м3
		Кол-во, скв	Закачка, м3	Кол-во, скв	Закачка, м3
I	M-I	25	61418,1	27	67224,4	419614,2
II	M-II	22	86386,7	22	88408,3	611313,9
III	M-III+Ю-I	17	87093,8	17	161113,6	1142020,6
IV	Ю-II	25	330856,2	21	237076,5	2563454,6
Возвр.	Ю-III
V	Ю-IV+V	17	355,935	15	374450,3	2348807,2
VI	Ю-VI+VII	9	158309,4	9	181727,2	996326,9
Итого:	115	1080000	111	1110000	8081537

2.2 Техника и технология добычи нефти и газа

Разработка продуктивных пластов нефтяного месторождения осуществляется механизированным способом. Для подъема жидкости на поверхность используются штанговые насосы фирмы Шелер-Блекман (Австрия). Давление на устьях составляет не более 2,0 МПа. А также на практике нефтедобычи получили распространение штанговые глубинные насосы и электровинтовые насосы.

Переводу скважин на электровинтовой способ добычи нефти способствовало литологическое строение продуктивных горизонтов по площади и по разрезу, сложные физико-химические свойства добываемой нефти с высоким содержанием песка (17%) что затрудняют работе глубинных насосов ШГН.

Согласно мероприятий ПФ «Эмбамунайгаз» и НГДУ "Кайнармунайгаз" дополнительно были проведены работы по установке электровинтовых насосов (перевод) на 58 скважинах участка Восточный Молдабек, а также по замене винтовых пар на 47 скважинах участка Восточный Молдабек. Выполнение мероприятий позволило восстановить и стабилизировать добычу нефти и выполнить плановое задание.

В настоящее время большинство скважин оборудовано посредством штанговых глубинных насосов, так как возникла необходимость в анализе и обработке информации по эксплуатации насосных скважин. Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосными, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсии, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др., что характерно для месторождении Восточный Молдабек, имеющий такие особенности, не свойственные другим месторождениям.

В настоящее время месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления по временной схеме. По состоянию на 01.01.2009 года количество закаченной воды для ППД составляет в объеме 4249,99 м³, при этом накопленная компенсация отбора составляет 77,9%, переведены под нагнетание нагнетательные скважины, находящиеся в отработке на нефть. За 2009г год по НГДУ "Кайнармунайгаз" закачено 875 тыс. м³ воды для ППД при среднесуточной приемистости на 1 скважину 8,4 м³, годовая компенсация отбора составляет 86,1%. Закачка проводилась в 25 нагнетательных скважинах.

Динамика технологических показателей при разработке нефтяных залежей с высокой вязкостью нефти, как на месторождении Восточный Молдабек, в пластовых условиях обладает одной особенностью. В процессе вытеснения нефти водой в пористой среде на гидропроводность промытой (обводненной) зоны пласта влияют два фактора. Замещение в пласте более вязкой нефти менее вязкой водой увеличивает гидропроводность обводненной зоны пласта. В случае сравнительно маловязких нефтей обычно оба фактора взаимно компенсируют друг друга и гидропроводность пласта в процессе разработки меняется мало. Но в случае высоковязких нефтей фактор замещения вязкой нефти маловязкой водой становится определяющим, гидропроводность пласта в процессе эксплуатации залежи возрастает и, как следствие этого, постепенно возрастают и дебиты скважин по жидкости и общий отбор жидкости из пласта при постоянном перепаде давления между нагнетательными и добывающими скважинами.

Учитывая особенности геолого-физических условий продуктивных пластов меловых и юрских отложений (повышенную вязкость пластовой нефти, наличие значительного количества пропластков проницаемостью свыше 2 мкм²), а также опыт применения полимерных технологий повышения нефтеотдачи на подобных залежах Казахстана, предлагается использовать здесь комбинированную технологию полимерного воздействия: в начальной стадии разработки (в течение первых 5 лет) каждого объекта в целях выравнивания проницаемостной неоднородности и профилей приемистости проводятся периодические обработки нагнетательных скважин гелеобразующими композициями на основе полимера и сшивающих агентов. По необходимости указанная операция может производиться и в последующие периоды разработки.

2.2.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Эксплуатация на месторождении осуществляется механизированным способом. Для подъема жидкости на поверхность используются винтовые насосы и глубинные штанговые насосы.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, пробуренных на продуктивный пласт Ю-I на дату составления технологической схемы разработки составил 8 единиц. В начальный период эксплуатации все добывающие скважины были оборудованы штанговыми насосами условным размером 56 мм. Насосы спускаются на трубах диаметром 73 мм, на устье скважин установлены станки-качалки грузоподъемностью 3 тонны. Темп помпирования жидкости невысокий: длина хода станков-качалок - 0,9-1,2 мм, число качаний 5,5 - 8,0 1/мин. При таких параметрах из скважин отбирается 1-15 м³/сут. жидкости, обводненность продукции 1-40 процентов. Глубина спуска штанговых установок составляет 310-345 м, динамические уровни опускаются до отметок 128-243 м. При таком погружении газосодержание на приеме насосов составляет от 7 до 50 процентов. Как известно, плунжерные насосы работают неустойчиво при газосодержании на приеме более 10 процентов. По этой причине производительность скв.2081 составляет 2 т/сут, а коэффициент подачи 0,1. На скважине необходимо снизить число качаний и длину хода станка-качалки до минимума. С целью снижения влияния вязкости жидкости на работоспособность глубинного оборудования в марте 2000 г. на скв.2082 и 2092 штанговые насосы были заменены на винтовые установки. До спуска винтового насоса дебит по жидкости скв.2082 составлял 8,8 т/сут, динамический уровень находился на отметке 83 м, дебит по жидкости скв.2092 составлял 9,4 т/сут, динамический уровень на глубине 132 м. По промысловым данным отборы жидкости при работе винтовых насосов практически не изменились и составили - 7,2 - 10,8 т/сут по скв.2082 и 7,8 - 9,9 т/сут по скв.2092. После перевода скважин на работу винтовыми насосами провели исследования по определению количества выносимого песка на поверхность. При отборе жидкости 7,2 м³/сут. количество песка, поступившего из скв.2082 составило 36 кг/сут. (0,013м³), по скв.2092 при дебите 8,53 м³/сут - 38 кг/сут.(0,014м³). Глубина зумпфа в скв.2092 составляет 7 м., в скв.2082 - 22 м. В случае полного оседания песка на забое зумпф на скв.2092 забьется за 10 суток, на скв.2082 за 30 суток. Из полученных данных следует, что большая часть песка выносится на поверхность. В настоящее время скважины работают стабильно, межремонтный период возрос с 30-40 суток до 4 месяцев и более. На наш взгляд это объясняется плавностью работы винтового насоса в отличие от плунжерного, где при ходе вверх идет всасывание, а при ходе вниз нагнетание, т.е. отбор ведется циклически в результате чего создаются благоприятные условия для выноса песка из пласта и оседание его на забое.

На дату составления технологической схемы разработки эксплуатационный фонд скважин пробуренных на пласт Ю-II составил 12 единиц. Для подъема продукции на поверхность применяются глубинные штанговые насосы и установки винтовых насосов. В начальный период эксплуатации все добывающие скважины были оборудованы штанговыми насосами, спущенными на глубины 386-396 м. В марте 2000г. на скв.2080, 2100, 2108 штанговые насосы заменили на винтовые. После смены насосов отбор жидкости из скв.2080 не изменился, дебиты жидкости по скв.2100 и 2108 возросли на 2-3 м³/сут. На скважинах, оборудованных винтовыми насосами, проведены исследования по определению количества выносимого песка в систему сбора продукции. Как видно из полученных данных, количество поступившего песка на поверхность составило 1,5-11,0 кг/сут, что меньше по сравнению с выносимым песком из скважин, пробуренных на пласт Ю-I, когда как отборы жидкости по большинству скважин пласта Ю-II значительно выше, чем по скважинам пласта Ю-l. Наименьшее количество песка 1,5 кг/сут поступило из скв.2108 при дебите жидкости 16,85 м³/сут, динамический уровень на скв.2108 у устья, динамические уровни на скв.2080 и 2100 опускаются до отметок 132-101 м, дебиты, соответственно,13,2 и 20,78 м³/сут. Расположение динамических уровней и дебиты по жидкости указывают на лучшую продуктивность нефтяного коллектора в пласте Ю-II по сравнению с пластом Ю-l. При таких динамических уровнях попутный газ не влияет на работу насоса.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, пробуренных на продуктивный пласт Ю-V, составляет одну единицу. Для подъема продукции на поверхность используется глубинный штанговый насос условным размером 56 мм. Из скважины отбирается 16 м^З/сут безводной нефти, глубинное оборудование работает удовлетворительно. Текущие ремонты на месторождении преимущественно связаны с удалением песка из ствола добывающих скважин. Для этой цели поднимают насосы, спускают НКТ и производят промывку. По технологическим расчетам начальные дебиты жидкости скважин по объектам будут находиться в пределах 5-13 т/сут, обводненность продукции 0-8,3 процента. Поскольку нефти продуктивных объектов обладают повышенной вязкостью и из всех пластов в добывающие скважины вместе с жидкостью поступает песок, то для подъема продукции на поверхность в начальный период эксплуатации необходимо использовать винтовые насосы. Как отмечалось выше, на месторождении имеется опыт эксплуатации скважин винтовыми насосами, которые показали хорошую работоспособность. Винтовые насосы необходимо спускать до кровли нефтяного пласта, ниже насосов, вместо газового сепаратора необходимо устанавливать хвостовики до середины интервала перфорации из труб диаметром 48 или 60 мм. Если закупить винтовые насосы на все добывающие скважины не представится возможным, то часть скважин необходимо оборудовать менее дорогими штанговыми насосами. Штанговые насосы могут быть использованы для отбора продукции из скважин, пробуренных на пласты Ю-ll, KO-IV-V, Ю-VI-VII, где вязкость нефти ниже по сравнению с другими объектами. На работоспособность штанговой установки влияет вязкость добываемой продукции, количество песка в жидкости и газосодержание на приеме насоса. При вязкости жидкости 0,2-0,3 Па^.с значительно снижается коэффициент подачи насосной установки, а при увеличении вязкости до 0,5 Па^.с необходимо применять специальные технические средства. Основными мероприятиями по уменьшению влияния вязкости на работу штанговой установки является увеличение диаметра насоса и соответственно труб, станки-качалки должны работать в тихоходном режиме, а штанговую колонну необходимо спускать с тяжелым низом. При движении жидкости с песком по насосным трубам образуется осадок песка и насос заклинивает, но не в процессе его работы, а при остановке станка-качалки по той или иной причине. Поэтому планируемый дебит жидкости из скважины должен обеспечивать круглосуточную работу насоса. Для повышения износостойкости рабочих пар насоса необходимы следующие мероприятия: использовать насосы первой группы посадки, применение плунжеров насосов с круговыми канавками. Насосы необходимо спускать до кровли продуктивного горизонта, ниже насоса устанавливать хвостовик до средины интервала перфорации нефтяного пласта из труб диаметром 48 мм.

При увеличении обводненности продукции до 80 процентов вязкость водонефтяной эмульсии понизится. Продуктивность скважин в этот период за счет притока воды возрастет, отборы по жидкости увеличатся до 16-28 т/сут, а при достижении обводненности 95 процентов и более дебиты скважин составят 34-197 т/сут. В этот период для эксплуатации скважин наряду с винтовыми насосами необходимо использовать центробежные установки. Основным недостатком насосов ЭЦН является невозможность установки хвостовиков и невысокое содержание песка на приеме насоса (0,5г/л- насосы повышенной износостойкости). Поэтому на скважинах, где содержание песка не превышает 0,5 г/л, отбор продукции необходимо вести установками ЭЦН.

Поскольку установки ЭЦН предполагается спускать до кровли пласта, то скорости жидкости по эксплуатационной колонне в зоне продуктивного горизонта необходимо поддерживать выше скорости оседания песка. Так при диаметре зерен песка 0,5 мм, вязкости откачиваемой жидкости равной вязкости воды, дебит жидкости из скважины должен быть не менее 85 м³/сут. В этом случае весь песок будет выноситься на поверхность. При неполном выносе и оседании части песка в зумпфе при подземных ремонтах необходимо осуществлять промывку скважин.

2.2.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосными, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсии, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др., что характерно для месторождения Восточный Молдабек, имеющий такие особенности, не свойственные другим месторождениям. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

1. Мероприятия по предотвращению появления песка в скважине

Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации скважин, в продукции которых содержится газ или песок.

Технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу глубиннонасосной установки включают:

-использование штанговых насосов с уменьшенным вредным пространством;

- увеличение длины ходу плунжера;

- увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине;

- отсасывание газа из затрубного пространства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохранению насоса от вредного влияния песка следующие:

- регулирование или предотвращение поступления песка напласта в скважину посредством применения специальных фильтров на забое или обработки призабойной зоны смолами. Это способствует исключению не только вредного влияния песка на оборудование и образование пробок, но и предупреждению разрушения призабойной зоны и нарушения целости обсадной колонны. Однако, коэффициент успешности обработок призабойной зоны смолами на практике оказывается обычно 0,7 - 0,8, а продолжительность действия крепления часто ограничена во времени. Применение различного рода забойных фильтров эффективно лишь при полном отсутствии в пласте глинистых частиц;

- регулирование (уменьшение) отбора жидкости из скважин с целью предупреждения выноса песка из пласта.

Это не всегда эффективно и часто приводит к существенному снижению добычи из скважин;

- обеспечение бесперебойного выноса всего песка, поступающего в скважину, на поверхность. Сепарация песка у приема насоса путем применения различных фильтров и песочных якорей, устанавливаемых под приемом насоса, работа которых основана на гравитационном и инерционном принципах. Эти способы не предотвращают образования забойных пробок, и поэтому применять их следует только в скважинах, в которых наблюдается периодическое (при изменении отбора жидкости) поступление небольших объемов песка;

- защитные приспособления на приеме насоса.

Все мероприятия режимного и технологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений у приема насоса - газовых, песочных, или комбинированных песочных якорей.

В скважинах, в которых выделяется много газа и песка, применяют газопесочные якоря.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3-4 мин и длину хода плунжера до 0,6-0,9 м) Снижения вязкости откачиваемой нефти можно достичь подливом растворителя в затрубное пространство (10-15% расхода добываемой нефти) или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках труб НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, увеличивается нагрузка на головку балансира, нарушается его уравновешенность, уменьшается его коэффициент подачи. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок труб и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняют территорию возле скважины.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют парафин пропариванием с помощью паропередвижной установки.

Широко применят метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

При эксплуатации искривленных скважин между штангами и трубами возникают значительные силы трения, приводящие к быстрому износу штанговых муфт и внутренней поверхности труб, что может привести к обрывам штанг, порче НКТ и снижению межремонтных периодов.

Для борьбы с этими неполадками применяют различные профилактические средства, наиболее простым из них является применение сточенных бочкообразных муфт. Эти муфты закаливают для придания им твердости. При спуске и подъеме штанг сточенные муфты не задевают за стыки муфт и этим исключается возможность аварий со штангами.

Эффективным средством борьбы с износом штанговых муфт и истиранием штанг внутренних поверхностей труб являются различные протекторные устройства - направляющие металлические и гуммировованные муфты. Такие муфты укрепляют на штангах в местах искривления скважин.

2. Методы борьбы с коррозией трубопроводов

Срок службы и надежность промысловых трубопроводов во многом определяется степенью их защиты от их постепенного самопроизвольного разрушения вследствие их взаимодействия с внешней и внутренней средой, называемой коррозией.

Трубопроводы на месторождении Восточный Молдабек подвергаются трем видам коррозии: атмосферной, почвенной и внутренней.

Пассивная защита трубопровода на месторождении Восточный Молдабек сводится к изоляции поверхности трубопровода - используют битумное покрытие, которое наносятся на очищенную поверхность. Со временем битумные покрытия теряют свои защитные свойства.

Для дальнейшей защиты трубопровода от внешней коррозии используют катодную защиту.

Защита трубопровода от внутренней коррозии проводится путем ввода ингибиторов, которые способны создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Применение их технически и экономически оправдано.

2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Месторождение Восточный Молдабек относится к большому по площади, близко по форме к эллипсу. Продукцию скважин целесообразно подготавливать на ЦПС, но в связи со значительной удаленностью групповых установок приходится использовать дожимные насосные станции (ДНС), расположенные на территории групповых установках.

Получение товарной продукции называют подготовкой нефти, которая включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания (деэмульсация) и обессоливание нефти, очистку сточной воды от эмульгированной воды и механических примесей (шлама). Первичная подготовка нефти на промысле рассчитана для уменьшения транспортных расходов, т.е. о ненадобности перекачивать воду на НПЗ и обратно для возврата в пласт; для предотвращения образования стойких эмульсий (старение эмульсии); не допустить гидратообразование в газопроводах; для уменьшения коррозионного разрушения внутрипромыслового, магистрального трубопровода. Также система сбора зависит от рельефа местности - на данном месторождении имеются холмы, возвышенности и впадины. С учетом наибольшей рациональности можно вместо одного коллектора большого диаметра укладывать параллельно два трубопровода, равновеликих большому трубопроводу по площади и пропускной способности. В трубопроводах большого диаметра скорости потока невелики (0,2-0,3 м/с), поэтому в них происходит сепарация газа с образование газовых мешков в повышенных участках, которые приводят к значительной пульсации в системе сбора и подготовки нефти. В коллекторе малого диаметра вследствие большой скорости потока (1,5-2,5м/с), выделение газа из жидкости не происходит, поэтому движение потока в коллекторах будет происходить равномерно, без пульсации.