Для удаления АСПО из нефтепроводных коммуникацией рекомендуется очистка трубопровода с помощью термохимических составов.

Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы, предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени.

Для предотвращения выпадения АСПО повышают дебит скважины до парафинобезопасного, при котором на всей протяженности НКТ из-за увеличения скорости потока температура добываемой пластовой продукции выше температуры ее насыщения парафином. В промысловых условиях это достигается увеличением проницаемости ПЗП обработкой реагентами, либо проведением гидроразрыва пласта. При неизменном дебите увеличения скорости потока можно достичь уменьшением диаметра лифтовых труб. Для предупреждения АСПО возможно использование химических реагентов - ингибиторов.

Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве.

В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора расположенным на поверхности дозировочным насосом по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ ниже интервала начала отложения АСПВ. Данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.

Рекомендуемые мероприятия по борьбе с отложениями АСПВ приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Мероприятия по удалению и предотвращению отложений асфальтосмолопарафиновых веществ

Необходимые мероприятия	Объем применения (расход на одну обработку)	Периодичность, число обработок в год	Используемая техника
Удаление АСПО
1. Обработка горячей нефтью с ингибитором парафиноотложения	30 - 80 м3	по мере необходимости	АДП-4-15, ЦА-320, ЦА-320М, ППУ-1200/100, автоцистерны
2. Обработка органическими раствори-телями (нефрасом, бензинорастворителем БР-1, их смесями)	7 м3	1	АДП-4-15, ЦА-320, ЦА-320М, автоцистерны
Предотвращение АСПО
3. Ингибирование АСПО с использова-нием ингибиторов парафиноотложения (СНПХ-7843,СНПХ-7909, Инпар-1, Сонпар 5401)	200 г/т	постоянно	Для периодического дозирования -ЦА-320, ЦА-320М (Азинмаш); для непрерывного - дозировочные насосы типа НД, установки БР

Мероприятия по подавлению микробиологической зараженности нефтяных пластов и нефтепромысловых объектов

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с применением методов заводнения продуктивных пластов водами не прошедшими микробиологическую обработку приводит к интенсивному развитию микробиологических процессов.

Микробиологическая составляющая вносит существенный вклад в общий коррозионный процесс. Более 50 % коррозионных повреждений трубопроводов может быть отнесено за счет деятельности микроорганизмов

Помимо биокоррозии, микроорганизмы являются причиной закупоривания нефтяного пласта либо скоплением биомассы бактерий, либо продуктами их метаболизма, в частности, сульфидами, окислами железа, вторичными кальцитами. Причем закупоривание нефтеносных горизонтов происходит как в призабойной зоне, так и в глубине заводняемого пласта, что приводит к существенному снижению нефтеотдачи пластов, уменьшению коэффициента извлечения нефти, вплоть до полной изоляции залежи от водонапорной системы. Бактерии ухудшают качественный состав нефти, потребляя легкие углеводороды и образуя альдегиды, кислоты и другие продукты. Кроме того, жизнедеятельность микроорганизмов приводит к биодеструкции химреагентов, используемых для увеличения нефтеотдачи, в частности, ПАВ и полимеров.

Известно, что микрофлора нефтяных пластов и нефтепромысловых сред характеризуется значительным разнообразием. Однако с практической точки зрения интерес представляет идентификация тех групп бактериальной микрофлоры, жизнедеятельность которых приводит к существенному экономическому ущербу, как, например, к коррозии металла, к повышению вязкости нефтепромысловой среды и другим отрицательным явлениям. Эти последствия вызывает биоценоз сульфатвосстанавливающих (СВБ) и гетеротрофных (ГТБ) бактерий.

Повышенная численность ГТБ в нефтяных пластах свидетельствует о том, что в них сформировался биоценоз с преобладанием аэробных процессов окисления углеводородов нефти. Существенного развития СВБ в нефтяных пластах на данный момент не отмечено, и пласты характеризуются слабым уровнем биозараженности СВБ. Это может быть связано с тем, что высокая температура нефтяных пластов - 97 - 102 ⁰С позволяет развиваться только термофильной бактериальной микрофлоре, численность которой относительно невысока.

Следует, однако, отметить, что присутствие сульфат-анионов в пластовых и речной водах, высокая численность ГТБ в нефтяных пластах, создают предпосылки для дальнейшего развития СВБ в наземных коммуникациях. Это впоследствии может привести к интенсивной биокоррозии наземного нефтепромыслового оборудования.

Для борьбы с бактериальным заражением разработаны физические и химические способы. Наиболее эффективным средством борьбы с микроорганизмами в нефтедобыче в настоящее время является применение химических методов, в частности, использование биоцидов. Их выбор определяется на основе доступности, технологичности, а также активности относительно конкретного типа микроорганизмов. Следует отметить, что микроорганизмы обладают способностью адаптации к применяемым реагентам, что требует постоянного обновления ассортимента биоцидов.

Наибольшую опасность в развитии бактериальной коррозии представляют не планктонные, а прикрепленные к металлической поверхности колонии бактерий, образующие на ней биопленку.

Для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии в условиях бактериального заражения и подавления биоценоза в нефтяном пласте предлагается технология комплексной защиты, заключающаяся в последовательной обработке коррозионно-агрессивных нефтепромысловых сред биоцидом и ингибитором коррозии. Предварительная биоцидная обработка подавляет биокоррозию, а также за счет отмыва биопленки и механических примесей с поверхности металла облегчает доступ к ней ингибитора коррозии.

В соответствии с данными обследования для проведения профилактических мероприятий по недопущению развития бактериального биоценоза нефтяных пластов и защите от бактериальной коррозии оборудования системы ППД рекомендуется проводить обработку биоцидом закачиваемых в систему ППД речных вод. Так как речная вода, используемая в системе ППД, по коррозионной агрессивности - слабоагрессивна, то нет необходимости в применении ингибиторов для защиты водоводов от коррозии. При использовании для заводнения пластов сеноманской либо подтоварной воды применение ингибиторов коррозии обязательно.

При реализации технологии закачка биоцида может осуществляться в различных вариантах в зависимости от необходимости охвата обработкой определенной части системы ППД и технической возможности:

- с КНС с дозированием реагентов на вход или выкид насосной станции;

- с помощью передвижного насосного оборудования с устья отдельных очаговых нагнетательных скважин;

- с дозированием реагентов на выкид ПНС, перекачивающей речную воду.

Технология применения биоцида включает в себя следующую последовательность технологических операций:

- доставку к месту врезки в водовод необходимого для закачки объема химреагентов;

- приготовление в автоцистернах АЦ-10 водного раствора либо водной эмульсии биоцидов;

- закачку агрегатом ЦА-320 через специальный эжектор с регулируемой подачей реагента водного раствора либо эмульсии биоцида в течение 24 часов.

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция скважин Приразломного месторождения

Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная (рисунок 4.1).

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 г/см³ до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 700 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй - на 10 м выше и один на верхней трубе. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга.

Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора.

Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 г/см³. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15 м³ буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфанола).



Рисунок 4.1 - Конструкция скважины Приразломного месторождения

При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5 м на участке 20 м от границы интервала перфорации.

Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья портландцементом. Согласно протоколу № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу “Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин” предусматривается: кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люлинворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2. Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа “Батресс” с тефлоновым уплотнением, спускается на проектную глубину 2590 м.

Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья глиноцементом. Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовка кондуктора и эксплуатационной колонны производится водой. Закачивание воды в водонагнетательные скважины производится через НКТ с установленным колонным пакером.

4.2 Скважинное оборудование

Фонтанная арматура добывающих скважин предназначена для обеспечения герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами, подвески глубинного оборудования, направления движения газожидкостной смеси и других технологических операций.

Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60-200 (рисунок 4.2), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа.

При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (рисунок 4.2).



Рисунок 4.2 - Скважинная арматура фланцевого типа 1АНЛ-60-200: 1 - буфер; 2 - крестовик; 3 - катушка; 4 - тройник; 5 - задвижка; 6 - вентиль; 7 - манометр; 8 - насосно-компрессорные трубы

Для подъема продукции на поверхность при механизированном способе эксплуатации скважин используются штанговые глубинные насосы (ШГН) и УЭЦН. Подъем продукции на дневную поверхность из действующих скважин осуществляется погружными УЭЦН следующих типоразмеров отечественного производства (преимущественно завода “АЛНАС”): ЭЦН25, ЭЦН30 ЭЦН45, ЭЦН50, ЭЦН60, ЭЦН80, ЭЦН125, ЭЦН160, ВНН-124, ВНН-159, а также установки Тандем ЭЦН 25+35; а также производства фирмы «REDA»: DN-475, DN-440, DN-675, DN-1000; и штанговыми глубинными насосами (ШГН) типоразмеров НГН32, НГН44. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко распространены следующие типоразмеры насосов: ЭЦН50-1968 (34,1%), ЭЦН80-1800 (10%), DN-440 (8%) и DN-675 (5%). Эти установки добывают около 80% от общего объема добычи. Глубины спуска установок ЭЦН составляют 1810-2740 м, динамические уровни опускаются до отметок 1700-2450 м. Производительность насосов находится в пределах 12-146 м³/сут, с коэффициентом подачи 0,2-0,5. Для установок ШГН глубины спуска составляют 900-2100 м, динамические уровни опускаются до отметок 30- 1580 м, производительность насосов находится в пределах 2-21 м³/сут, с коэффициентом подачи 0,1-1. Скважинные насосы компонуются НКТ диаметром 60 или 73 мм, также применяется 2-х ступенчатая колонна. При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования, как УЭЦН, так и ШГН. Для этой цели рекомендуется воспользоваться программными комплексами RosPump, разработка SubPump фирмы “REDA”. Подбор ШГН и компоновку лифта в скважине можно осуществлять только по программе “Насос”.

4.3 Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания.

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.

К таким относятся скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ). При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).

Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести. Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины. Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена. В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.

Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).

Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем. Смысл заключается в том, что по тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.

Оптимизацию режима можно производить и по часто останавливающимся скважинам (ЧОС).

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Применение оптимизации технологических режимов работы скважин механизированного фонда

Исходя из анализа текущего состояния разработки Приразломного месторождения, а также опыта эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин можно выделить три основные группы скважин, по которым можно проводить оптимизацию технологических режимов работы, причем как при данной установке, так и при будущем ТКРС, при котором может быть произведена замена УЭЦН на другой типоразмер.

· Скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ);

· Скважины, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем;

· Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).

5.1.1 Анализ работы фонда скважин, работающих в режиме АПВ

На рисунке 5.1 представлена структура фонда скважин, работающих в режиме АПВ с 01.09.07 по 01.04.09

Рисунок 5.1 - Структура фонда скважин, работающих в режиме АПВ

На рисунке 5.2 показано движение фонда скважин, работающих в режиме АПВ.

Рисунок 5.2 - Движение фонда АПВ

В период с 1 марта по 1 апреля 2009 г.:

Выбыло из фонда скважин работающих в режиме АПВ 12 скважин. Из них: 3 - на выводе; 3 - остановлены по причине текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС); 4 - провели ремонт ОПЗ (обработка призабойной зоны) и ОПЗ+Оптимизация; 1 - вывели в режим после исследования и корректировки настройки ЗСП с установкой регулируемого штуцера; 1 - остановлена по BAD 100.

Добавилось 18 скважин. Из них: после геолого-технических мероприятий (ГТМ) ОПЗ (выход на установившийся режим) - 6 скважин; после ГТМ ввод новых скважин (ВНС) + гидравлический разрыв пласта (ГРП), ГРП, ремонтно-изоляционных работ (РИР) и вывод из бездействующего фонда (БД) (выход на установившийся режим) - 4 скважины; перевод из постоянного режима работы - 2 скважины (выход на установившийся режим после ТКРС); 1 скважина переведена в режим АПВ по причине снижения коэффициента продуктивности. 5 скважин после ТРС спуск не расчетного оборудования (отсутствия низкодебитного оборудования). На рисунке 5.3 представлено прогнозируемое движение фонда скважин, эксплуатирующихся в режиме АПВ на апрель 2009 г.

Рисунок 5.3 - Прогнозируемое движение фонда скважин, эксплуатирующихся в режиме АПВ

По прогнозу:

В фонд скважин в режиме АПВ добавятся 6 скважин. Из них: 2 скважины - выход на установившийся режим после текущего ремонта скважин (ТРС), 2 скважины - несформированная система ППД (снижение эффекта после ГРП); 2 скважины - целенаправленная работа в АПВ.

Выйдут из фонда скважин в режиме АПВ - 5 скважин после ремонта (4 - ОПЗ+Оптимизация оборудования, 1 - ГТМ планово-предупредительные работы (ППР)).

В таблице 5.1 представлены мероприятия по скважинам, работающим в режиме АПВ, по которым можно провести оптимизацию и вывести их из фонда скважин в режиме АПВ.

Таблица 5.1 - ГТМ мероприятия на март-апрель для снижения фонда АПВ

На рисунке 5.4 показаны основные причины работы скважин в режиме АПВ.



Рисунок 5.4 - Основные причины работы скважин в режиме АПВ

Основными причинами работы УЭЦН в режиме АПВ является:

1) Отсутствие подачи жидкости на устье скважины для работы УЭЦН. Это вызвано низкими коллекторскими свойствами пласта, в основном приуроченных к восточной части Приразломного месторождения. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 45% скважин.

2) Выход на установившийся режим после основных видов ГТМ: ГРП и ЗБС. Этот процесс характерен для зон с низкими свойствами коллектора, где происходит быстрое снижение эффекта ГРП. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 20% скважин.

3) Снижение коэффициента продуктивности вследствие выноса количества взвешенных частиц (КВЧ) в процессе эксплуатации скважины и возможном перекрытии продуктивных интервалов, а так же после текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС), при которых использовался утяжелённый раствор. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 10% скважин.

4) Отсутствие необходимого оборудования ЭЦН-25 при ТРС и ГТМ. Данная категория фонда скважин в режиме АПВ составляет порядка 25% скважин.

Анализ часто ремонтируемого фонда скважин (ЧРФ)

На рисунке 5.5 представлена структура ЧРФ, а на рисунке 5.6 показана структура отказов ЧРФ с августа 2007 г. по март 2009 г.

Рисунок 5.5 - Структура ЧРФ

На рисунке 5.6 представлены основные причины отказов при эксплуатации скважин ЧРФ за январь 2009 г.

Рисунок 5.6 - Основные причины отказов при эксплуатации скважин ЧРФ

Проведенные мероприятия по сокращению ЧРФ:

1) Глушение безкальциевым раствором.

2) Комплектование ЭЦН и шламоуловителя модернизированного (ШУМ) - 3 комплекта.

3) Спуск износостойкого и корозионностойкого оборудования - 3 компл.

4) Закачка Ипроден - 4 обработки.

5) Закачка Бейкер Петролайт.

6) Спуск полнокомплектных ЭЦН - 3 компл.

7) Приподъем ЭЦН - 6 ЭЦН.

8) Комплектация ЭЦН без о/к - 5 спусков без о/к

9) Нормализация забоя и обработка ПЗП ингибиторами солеотложений (Акватэк, ОЭДФ) - 6 скважин.

10) Закачка Большеобъемного ОЭДФ.

В приведенных ниже таблицах (таблица 5.2, таблица 5.3) представлены причины остановки скважин и мероприятия по их устранению на примере скважин 5571 и 1115.

В результате проведенных мероприятий по сокращению ЧРФ за январь 2009 г. видно, что в феврале 2009 г. количество скважин ЧРФ сократилось с 13 до 12 (рисунок 5.5) и количество отказов ЧРФ сократилось с 30 до 29 (рисунок 5.6), в результате чего в марте 2009 г. наблюдается рост межремонтного периода скважин (МРП), а также рост средней наработки на отказ (СНО).

5.1.2 Оптимизация работы скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем

Оптимизация работы скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем представляет собой процесс подбора скважин, оборудованных УЭЦН на увеличение частоты для получения дополнительной добычи нефти. При оптимизации в равной степени учитываются потенциальные возможности скважины и УЭЦН, условия эксплуатации, возможности нефтесбора, запасы по мощности наземного электрооборудования (НЭО) и кабельных линий.

Основные принципы подбора скважин-кандидатов, оборудованных УЭЦН на увеличение частоты

1) Дебит скважины

Необходимо убедиться в корректности замера дебита:

- произвести ревизию АГЗУ.

- учитывая особенности обвязки скважин убедиться в отсутствии перетоков по замерному и нефтесборному коллекторам.

После определения корректности замера необходимо определить соответствие дебита характеристике ЭЦН с учетом текущей частоты и обводненности.

Дебит должен находиться в рабочей зоне ЭЦН, рекомендованной заводом-изготовителем погружного оборудования (в исключительных случаях для УЭЦН компрессионного исполнения - на левой границе и за ней).

При работе УЭЦН в крайней правой зоне (на 30% и выше от оптимальной зоны работы ЭЦН) увеличение частоты не производить, так как при этом рабочие колёса могут «всплыть», что приведёт к скачкообразному снижению напора, КПД и резкому повышению потребляемой мощности. При этом происходит интенсивный износ рабочих органов насоса.

2) Динамический уровень

Необходимо убедиться в корректности динамического уровня:

- убедиться в том, что уравнительный обратный клапан не пропускает.

- провести длительный отжим на пену (не менее 6 часов), для определения истинного динамического уровня.

После определения истинного динамического уровня необходимо определить погружение насоса под динамический уровень, как разницу глубины спуска с учётом длинны установки и истинного динамического уровня.

3) Обводнённость и количество взвешенных частиц (КВЧ)

Необходимо определиться в корректности обводненности добываемой продукции.

Вынос КВЧ для УЭЦН обычного исполнения не должен превышать 100 мг/л, а для износостойкого исполнения 500 мг/л. При этом необходимо иметь не менее 3-х проб на КВЧ и Н20 (в течение 2-х последних месяцев).

По согласованию с отделом по работе с механизированным фондом (ОРМФ) допускается увеличение частоты на скважинах с содержанием КВЧ до 300мг/л - для насосов обычного исполнения и до 750мг/л - для насосов в износостойком исполнении.

В среднем при включении скважины в ГТМ частоту по скважине увеличивают на 5-10 Гц. При этом мы получаем определенный прирост по нефти в зависимости от дебита и обводненности скважины.

В случае, если расчетный прирост от увеличения частоты менее 3т/сут и на скважине не установлен ЧРП, геолого-техническая служба ЦДНГ совместно с сектором по работе с механизированным фондом (СРМФ) региона принимает решение о целесообразности разгона частоты на данной скважине и вправе исключить данную скважину из числа кандидатов на увеличение частоты.

Если при увеличении частоты прирост по дебиту отсутствует, геолого-техническая служба ЦДНГ совместно с СРМФ принимает решение о снижении частоты до начальной, при обязательном условии отсутствия снижения дебита при снижении частоты.

Ограничения, которые необходимо учитывать при выборе скважин-кандидатов на увеличение частоты

1) Необходимо рассмотреть причины отказов и наработки предыдущих установок (солеотложения, прекращение вращения вала (клин), нет подачи, остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-ПЭД» до 0,2 кОм и ниже (R - 0) и др.), если скважина из ЧРФ, причем все отказы произошли по объективным (техническим) причинам (механические примеси, солеотложения, высокая температура пласта и др.), то увеличение частоты на данных скважинах не производить.

2) Если, во время эксплуатации в течение месяца перед началом увеличения частоты происходили остановки по защите от перегруза (ЗП), клин, то увеличение частоты на скважине не производить.

Обязательным условием является стабильные токовые нагрузки (необходимо снять токовую диаграмму, историю со станции управления (СУ) и частотного преобразователя (ЧП)), отсутствие подклинок и токов близких к номиналу. Запас по току должен быть не менее 15%, в противном случае увеличение частоты не производить.

Если происходили остановки по защите от срыва подачи (ЗСП), то необходимо определить причину (снять токовую диаграмму, историю с СУ, ЧП), возможно, имеет место прорывы газа. В данном случае увеличение частоты не производить.

Необходимо определить фактический дисбаланс токов, замерив клещами токи по фазам. На станции управления (СУ) отражаемые токи на дисплее могут не соответствовать фактическим показаниям. В случае несоответствия полученных значений показаниям на контроллере СУ, произвести калибровку приборов СУ. Дисбаланс не должен превышать - 20 %. В случае если фактический дисбаланс выше, и оптимизацией не удалось добиться положительного результата, увеличение частоты не производить.

При текущей наработке УЭЦН более 500 суток увеличение частоты без значительного прироста (более 10% от текущего тоннажа) не производить.

Температура ПЭД (обмоток статора) свыше допустимой для каждого конкретного комплекта спущенного оборудования (допустимое значение определяется исполнением насоса, ПЭД, гидрозащиты и кабеля) свидетельствует о недостаточном охлаждении ПЭД. Необходимо определить причину повышения температуры ПЭД. Возможными причинами повышения температуры может быть: недостаточный приток из пласта, недостаточный напор УЭЦН при текущей частоте, неправильное направление вращения валов УЭЦН, негерметичность лифта НКТ, несоответствие отпайки напряжения оптимальной потребной. При определении причины роста температуры ПЭД необходимо её устранить.

3) При увеличении частоты необходимо учесть пропускную способность насосно-компрессорных труб (НКТ) и системы нефтесбора. Расчет потерь при движении жидкости по НКТ можно выполнить по программе Sub Pump.

4) При повышении частоты растет нагрузка на вал (т.к. меняется напор, производительность, и момент сопротивления вращению вала) и, выбрав погружной двигатель с большим запасом по мощности имеется риск скручивания вала, особенно при наличии в перекачиваемой жидкости механических примесей (эффект подклинивания).

Расчет установки на вероятность слома вала при увеличении частоты можно произвести по программе Sub Pump.

5) При определении планируемой частоты необходимо учесть рост потребляемой мощности ПЭД при увеличении частоты и, как следствие, потребляемого напряжения. Необходимо при запуске скважины выставлять напряжение базовой частоты (либо базового напряжения) с учетом максимальной частоты для данного ЭЦН.

В случае если напряжения, соответствующие максимальной отпайке трансформатора недостаточно, увеличение частоты с данным трансформатором не производить

Любое отклонение от указанных ограничений может привести к неэффективному увеличению частоты (отсутствие прироста), текущим остановкам скважины, преждевременному отказу УЭЦН и наземного электрооборудования (НЭО).

5.1.3 Оптимизация работы фонда часто останавливающихся скважин (ЧОС)

Фонд ЧОС представляет собой фонд скважин с периодическим режимом работы УЭЦН, эксплуатация которых по некоторым причинам в постоянном режиме невозможна.

Причинами работы в периодическом режиме могут явиться:

· Несоответствие характеристики скважины характеристике насоса (ошибка в выборе типоразмера УЭЦН);

· Некорректно рассчитанный потенциал скважины;

· Отсутствие необходимого оборудования УЭЦН;

· Высокий газовый фактор в скважинах, провоцирующий срыв подачи по газу;

· Снижение влияния системы поддержания пластового давления (ППД) окружающих скважин (падение пластового давления в скважине);

· Засорение призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации;

Если в процессе вывода скважины на режим не удалось достигнуть расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами:

- использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (ЧРП) (понижение промышленной частоты тока);

- использование штуцера на выкидном манифольде фонтанной арматуры.

Если штуцированием или с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы “скважина-УЭЦН”, то следует переходить на работу в режим автоматического повторного включения.

При определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:

- режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы;

- время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее 2 часов;

- время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты от срыва подачи (ЗСП)).

Для достижения положительных результатов по снижению периодического фонда с УЭЦН, необходимо провести планирование мероприятий до возникновения режима АПВ, т.е. во время эксплуатации скважины.

Для скважин, вошедших в ЧОС за март 2009 г. будут так же проведены мероприятия по выводу их из ЧОС, среди которых установка регулируемого штуцера, установка большего перепада между буферным и линейным давлениями, установка ЧРП, постановка бригады КРС, корректировка защиты от срыва подачи (ЗСП).

5.2 Основные программы мониторинга фонда скважин и подбора погружного оборудования

Телемеханика (ТМ)

Программа ТМ, которая позволяет производить мониторинг фонда и видеть текущие остановки скважин.

РН-Добыча - программа позволяющая заносить работу операторов по добычи для анализа и отслеживания работы скважин.

Данная программа позволяет отслеживать все изменения в работе скважины, в том числе изменение дебита скважины, и изменение токовых загрузок УЭЦН. Что позволяет облегчить решение технолога для принятия тех или иных мероприятий по данной скважине.

ЦДС-Менеджер

ЦДС-менеджер - позволяет экспортировать в Microsoft Office Excel документы: все остановки, отказы, а так же причины остановок и причины отказов скважин для проведения анализа работ.

Экспортируя данные отчеты в Microsoft Office Excel можно отслеживать те скважины, которые часто останавливаются, и принимать решения о проведении по ним соответствующих мероприятий. По этой программе удобно формировать отчеты для составления сводок и отчетов за разные промежутки времени.

Rosneft-Wellview

Rosneft-Wellview - система мониторинга механизированного фонда.

§ Rosneft-Wellview - система выявления ключевых потерь и резервов (экспресс-оценка выявления источника и степени проблемы)

§ Уникальность состоит в возможности одновременного анализа параметра в 2-х плоскостях: размер и цвет (принцип отображения «позаимствован» у одного из американских университетов и защищен правами Pоснефть)

§ Система является инструментом ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА и не претендует на систему точной отчетности (бухгалтерия, коммерческий учет добычи нефти и т.п.)

§ Rosneft-Wellview аналогов в России не имеет (скорость, объем одновременно анализируемых данных, отображение)

§ Главные отличия Rosneft-Wellview состоят в легкости использования и объединении данных из разрозненных источников (более 5 официальных баз данных: ЦДС, ОИС, ЭПОС, ШАХМАТКА, Техрежим, и др.).

Комплекс решений на основе Rosneft-WellView

Основная цель создания комплекса Rosneft-Wellview:

§ Быстро обрабатывать большие массивы информации из локальных (разрозненных) баз.

§ Автоматически приоритезировать и выявлять отклонения параметров (на основе регламентных критериев) по направлениям:

Ш Потери (текущие остановки, отказы, снижения, рост обв.)

Ш Резервы (приоритеты ИДН, кандидаты на раскрутку)

Уникальность комплекса Rosneft-WellView:

§ Простота в использовании (проблема выявляется за 3 щелчка)

§ Ценность для разных уровней:

Ш ЦДНГ (ситуационный анализ скважин, реакция, объяснения)

Ш Регион (групповой анализ ЦДНГ, объяснения)

Ш ДО (групповой анализ регионов, мероприятия)

Ш РН (групповой анализ ДО, мероприятия)

Источники информации для Rosneft-WellView:

§ Серийные базы данных:

Ш ЦДС (шахматка, АПВ и др)

Ш Технологический режим

Ш ОИС

Ш ЭПОС, День Качества (информация по разборам оборудования)

Ш АТОЛЛ (информация по ремонту ПКРС)

§ Возможность загрузки любой информации EXCEL: (скважины с УДЭ, и др).

Повышение имиджа ОАО “НК Роснефть”:

§ Права РН. Комплексный контроль добычи (альтернатива).

RosРump

В программе “RosPump” подбор УЭЦН организован в виде пошагового процесса, результатом которого является набор погружного оборудования (насос, двигатель, кабель), соответствующий требованиям пользователя (рисунок 5.7).



Рисунок 5.7 - Схема подбора оборудования УЭЦН

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

Мероприятия по охране недр и окружающей среды при разработке Приразломного и других нефтяных месторождений являются важным элементом и составной частью деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз», хотя при существующей системе материально-технического снабжения не обеспечивается в полной мере высокая эффективность и безаварийность производства, а следовательно и сохранение окружающей природной среды.

Ежегодно разрабатываемые программы природоохранных мероприятий согласовываются с природоохранными организациями района и Ханты-Мансийского автономного округа, службой санитарно-эпидемиологического надзора, службой ООС ООО «РН-Юганскнефтегаз». Указанные программы предусматривают организационные и технико-технологические мероприятия, направленные на повышение надежности оборудования и трубопроводов, охране атмосферного воздуха, недр, водных и земельных ресурсов. Так, программы природоохранных мероприятий на 2006-2008 гг. включают:

- организационные мероприятия (разработка и контроль выполнения природоохранных планов; поиск, заключение договоров и контроль за деятельностью подрядных организаций, производящих рекультивацию замазученных участков; создание бригад и обеспечение их техникой для тушения возможных лесных пожаров; обучение персонала принципам охраны окружающей среды и т.д.);

- технико-технологические мероприятия (полное использование сточных вод в системе ППД; дефектоскопия и реконструкция нефтесборных сетей и водоводов; обработка пластовых жидкостей и закачиваемых вод ингибиторами коррозии и бактерицидами; восстановление обваловок кустов скважин, отсыпка амбаров и дамб; контроль за состоянием загрязненности водоемов, почв и воздуха; утилизация и захоронение нефтешламов и других отходов; перевод скважин на другие горизонты и ликвидация; борьба с аварийными порывами и их последствиями; техническое оснащение средствами контроля и т.д.).

На Приразломном месторождении возможными источниками загрязнения окружающей природной среды являются:

Выбросы в атмосферу

При бурении скважин станками с электроприводом источниками выбросов загрязняющих веществ являются: паровые котлы, резервуары для хранения дизтоплива, тракторная техника.

При добыче нефти основными источниками выбросов загрязняющих веществ являются факелы сжигания попутного газа, резервуары хранения нефти, насосы транспорта нефти.

Основные загрязняющие вещества: окись азота, окись углерода, углеводороды, сажа.

Непосредственное воздействие на поверхностные воды оказано при: проведении строительных работ, обустройстве кустовых площадок, строительстве водозаборов поверхностных вод для бурения, аварийных выбросах и сбросов загрязняющих веществ в реки и понижение рельефа, сносе дождевых и талых вод за пределами обваловки.

В аварийных ситуациях наиболее опасны залповые выбросы нефти при фонтанировании скважин и равные им по величине выбросы при порыве выкидных линий. Фонтанные разливы локализуются, в основном, в пределах обваловки кустов. Размеры кустовой площадки и высота обваловки позволяют задержать распространение загрязнения за ее пределы.

Отходы производства

В конкретных условиях участка нефтедобычи в процессе производственной деятельности образуются отходы производства и потребления.

Основные отходы производства: - водонефтяные эмульсии (жидкие отходы), - парафины, асфальтосмолистые вещества и мехпримеси, извлекаемые при ремонте скважин и резервуаров, а также замазученные грунты (твердые отходы) и донные остатки из резервуаров. Кроме того, к отходам производства следует отнести металлолом, образующийся в процессе работы на производственных площадках, отработанные машинные масла. Металлолом автотранспортом подвозится на временный открытый склад и периодически сдается на переработку. Основные отходы потребления: - бытовые отходы, - использованные люминесцентные лампы.

Охрана воздушной среды

Осуществляется полная герметизация всей системы сбора и транспортировки нефти и газа; соблюдение технологических регламентов и правил технической эксплуатации всех частей системы нефтедобычи. Установлены перепускные газовые клапаны в устьевой арматуре скважин. Внедряются методы освоения скважин с минимальным выбросом веществ в атмосферу. Проводится 100-процентный контроль сварных соединений при строительстве трубопроводов.

Охрана пресных вод

Размещение буровых площадок за пределами водоохранных зон, ширина которых определяется Постановлением Правительства Российской Федерации №1404 от 23.11.96 г. "Об утверждении Положения о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах". В соответствии с этим документом размеры водоохранных зон для озер на территории месторождения принимаются при площади акватории до 2 км² - 300 метров, свыше 2 км² - 500 м, реки до 10 км имеют ширину водоохранной зоны 50 метров, от 10 до 50 км - 100 метров, от 50 до 100 км - 200 метров.

В связи с хорошей проницаемостью зоны аэрации в качестве водонакопителя используются конструкции, обеспечивающие "сохранность" объема воды (металлические емкости и так далее).

При бурении скважин и добыче нефти выполняются следующие рекомендации по охране пресных подземных вод:

- подъем цемента до устья скважин;

- проверка качества крепления скважин АКЦ в целях предотвращения вертикальных заколонных перетоков;

- глубина спуска кондуктора, его качественный цементаж должны обеспечивать перекрытие зоны пресных вод на полную мощность и исключить попадание глубинных флюидов в приповерхностную гидросферу;

- обеспечить регулярные (не реже одного раза в полгода) проверки герметичности колонны нагнетательных скважин и исследование с помощью термометрии заколонных перетоков скважин;

- для герметизации резьбовых соединений использовать соответствующие смазки.

Предусмотрены обваловки площадок на нефтепромысловых объектах (кустах скважин, ДНС). Установлены временные ловушки на ручьях и мелких реках. Предусмотрена усиленная изоляция труб с защитой двухслойной оберткой или футеровкой, при переходах трубопроводов через ручьи и реки.

При возможных аварийных ситуациях предусмотрено обваловывание участка с разлившимися загрязняющими веществами и присыпку его песчано-цементной смесью, уменьшающей фильтрацию компонентов, локализация нефтяного загрязнения на реках с помощью боновых заграждений, откачка жидкости из обвалованного участка и удаление нефти с поверхности воды передвижными средствами и утилизацию ее в поглощающую скважину.

Защита почв и рекультивация земель

Район месторождения представляет собой сильно заболоченную местность. Распространены болотные почвы. Единственно относительно плодородная почва распространена в поймах рек. Для ликвидации последствий техногенного влияния на земельные ресурсы предусматривается рекультивация земель после окончания работ в соответствии с РД-39-0147103-365-86. "Инструкция по рекультивации земель, загрязненных нефтью". При этом предварительное, перед началом буровых работ, снятие и складирование гумусового слоя не производится.

Охрана биомы

Отрицательное воздействие нефтепромысла происходит на все компоненты окружающей среды. Необходимо предупреждение последствий любого негативного влияния на природу.

Каждое месторождение, включающее все виды источников техногенного загрязнения, должно иметь экологический паспорт, который содержит такие параметры как: установка фоновых уровней экологического состояния, составление матрицы техногенного воздействия для каждого вида объекта-загрязнителя, суммарные показатели воздействия вредных компонентов.

Вывод: В процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений следует разрабатывать программу по охране каждого компонента окружающей среды. Контроль организуется в соответствии с “Положением о санитарной лаборатории на промышленном предприятии”, РД 39-0147098-015-90, РД 39-6147098-017-90, РД 390147098-025-91

Заключение

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания.

Оптимизация режимов работы скважин представляет собой достаточно трудоемкий процесс, так как данный процесс проводят по нескольким группам скважин, для каждой из которых необходима определенная методика для выбора режима эксплуатации и учитывается большое количество ограничений.

Рассмотренные в квалификационной работе программы позволяют достаточно точно оценить потенциал скважины, выбрать подходящий метод оптимизации и четко отслеживать режим работы скважины (ЦДС-Менеджер, ТМ, РН-Добыча, Rosneft-Wellview).

Рассмотренные в квалификационной работе методы оптимизации технологических режимов работы скважин показали, что они позволяют повысить эффективность эксплуатации механизированного фонда скважин, существенно сократить их отказ, за счет чего увеличивается МРП и СНО.

Библиография

1. Янин А.И.Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения. СибНИИНП, Тюмень 1990г, Том 1.

2. Анализ разработки Приразломного месторождения. Отчет ООО «ЮганскНИПИнефть», 2002 г.

3. Технологический Регламент №П4-03С-011Р-001Т-001ЮЛ-09 “Защита УЭЦН от механических примесей”. - Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г.

4. Технологический Регламент №П1-01С-008М-002ЮЛ-99 “Работа с периодическим фондом УЭЦН”. - Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г.

5. Технологический Регламент №П1-01СЦ-008М-003ЮЛ-99 “Подбор скважин для увеличения частоты”.

6. Технологический Регламент №П1-01С-030ЮЛ-099 “Организация работ по борьбе с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании”. - Версия 1.01, Нефтеюганск, 2008 г.

7. К.Р. Уразаков Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования, Уфа, 2006 г.

8. РД39-0148070-003/7-95. Регламент “Охрана окружающей среды при строительстве скважин на месторождениях ООО “РН-Юганскнефтегаз””.

Размещено на Allbest.ru