Разработка нефтяного месторождения

В таблице 4.8 приведена техническая характеристика насоса дозатора плунжерного типа НД.

Таблица 4.8 Техническая характеристика насоса дозатора типа НД

Скребок динамический

Предназначен, для очистки насосно-компрессорных труб от парафина и других отложений в фонтанирующих скважинах и скважинах оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Применение:

- периодическая очистка насосно-компрессорных труб в добывающих скважинах от парафиновых и других отложений;

- удаление остатков отложений при других способах очистки скважин.

Скребок динамический состоит из скребка нижнего, груза утяжелителя, скребка верхнего и рапсокета. Оптимальное сочетание диаметров скребка уточняется опытным путем. Рапсокет используется для крепления к проволоке d 1,8…2,5 мм, посредством которой устройство присоединяется к лебедке.

Скребок крепится на исследовательскую проволоку 8, устанавливается в устройство 4, открывают лубрикаторную задвижку 6, затем буферную 7, производят спуск, затем подъем скребка при помощи исследовательской проволоки и геофизической лебедки.

4.4 Анализ геолого-технологических мероприятий по интенсификации добычи углеводородов

В период с 24.10.2010 г. по 01.01.2013 г. основным способом эксплуатации скважин на Северо-Останинском месторождении является фонтанный способ. За этот период основными геолого-техническими мероприятиями на добывающих скважинах являлись кислотная обработка скв. №3/куст 1 и гидравлический разрыв пласта (2 операции: скв. №3/куст 1 и №5/куст 2).

После вывода скв. №3/куст 1 из бурения приток жидкости не был получен. Это связано с тем, что скважина вскрыла пласт с ухудшенными коллекторскими свойствами. Осложнения при поднятии хвостовика не позволили провести добуривание ствола и увеличение площади контакта скважины с пластом. Поэтому для обеспечения сообщения продуктивного пласта с забоем скважины были проведены следующие мероприятия.

07.05. 2010 г. была проведена кислотная обработка на скв. №3/ куст 1. Состав раствора кислоты содержал соляную кислоту (24%) 1,3 м³ и техническую воду 1,3 м³, общий объем раствора составил 2,6 м³ плотностью 1,06 г./м³, концентрацией 12%. Продолжительность операции закачки кислоты составила 20 мин. при давлении 150 атм. Объем продавки составил 2,9 м³ при приемистости 187 м³/сут. В общей сложности пласт принял 7,6 м³ 12% соляной кислоты. При дальнейшем вызове притока свабированием было выполнен 61 рейс сваба со снижением уровня до 2006,7 м. В результате освоения скважины был получен приток пластового флюида - вода с пленкой нефти дебитом 0,875 м³/сут, при Н_дин = 2005,5 м.

Кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) на Северо-Останинском месторождении осуществлялся сервисной компанией ООО «КАТКОнефть». В период с начала 2011 по 01.01. 2012 г. данной компанией было проведено 2 операции по КГРП. При проведении работ осложнений не было, закачка была проведена в полном объеме, согласно плана работ. Во время закачки постоянно производился контроль качества закачиваемой смеси с контрольным отбором проб.

При проведении КГРП 03.03. 2011 г. на скв. №3/куст 1 в пласт было закачано 128,9 м³ жидкости без проппанта, в том числе 60 м³ соляной кислоты с концентрацией 15% 70,0 м³ линейного геля на водной основе. Время реакции составило 4 часа. Основные параметры созданной трещины, согласно оценки ООО «КАТКОнефть», представлены в табл. 4.9.

После операции КГРП, с марта 2011 г., скважина находилась в бездействии. С 16.02. 2012 г. была переведена на механизированный способ добычи с помощью ЭЦН с периодическим режимом эксплуатации по программе 1 час в работе 6 часов в накоплении. Дебит скважины по жидкости составляет Q_ж = 25,9 т /сут с обводненностью 0%.

Таблица 4.9 Основные характеристики трещины ГРП по скв. №3/ куст 1 Северо-Останинского месторождения

При бурении скв. №5/куст 2 была вскрыта часть пласта с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, поэтому с целью увеличения дебита был проведен КГРП.

При проведении КГРП 02.03. 2012 г. на скв. №5/куст 2 в пласт было закачано 140,0 м³ жидкости без проппанта, в том числе 60 м³ соляной кислоты с концентрацией 15% и 80,0 м³ линейного геля нам водной основе. Время реакции составило 4 часа. Основные параметры созданной трещины, согласно оценке ООО «КАТКОнефть», представлены в табл. 4.10.

После операции КГРП с 02.03. по 31.07. 2012 г. скважина находилась в бездействии. С 01.08. 2012 г. была введена в эксплуатацию, но из-за быстрого истощения пластового давления, скважина была переведена на периодический режим работы (из 24 часов: работа 5 ч., накопление19 ч.). Дебит скважины по жидкости составил 6,7 т/сут с обводненностью 0%.

При последующем проведении КГРП, сервисная компания ООО «КАТКОнефть» рекомендует рассмотреть возможность увеличения концентрации соляной кислоты до 28%.

Таблица 4.10 Основные характеристики трещины ГРП по скв. №5/ куст 2 Северо-Останинского месторождения

Соляная кислота данной концентрации наиболее часто используется при проведении КГРП (согласно Modern fracturing natural gas production, M.J. Economides 2007). Более того, для обработки больших интервалов наиболее подходящей техникой стимуляции являются операции ступенчатого КГРП. Выбор техники отклонения потока зависит от многих факторов (состояние ствола скважины, условия добычи и т.д.), среди наиболее часто используемых техник можно выделить следующие:

· Закачка пены (на основе кислоты или без кислотной основы);

· Закачка хлопьев бензойной кислоты или других растворимых частиц;

· Закачка вязкоупругих ПАВ;

· Закачка кислоты, способной самостоятельно увеличить вязкость (при нейтрализации кислоты уровень рН увеличивается и сшивающий агент (crosslinker) становится активным, значительно увеличивая вязкость системы).

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе подробно рассмотрены общие сведения о месторождении, геолого-физические и фильтрационно емкостные характеристики пласта М Северо-Останинского нефтяного месторождения. Проведённый анализ разработки данного месторождения показал, что запроектированные уровни добычи нефти и жидкости достигнуты не были, это связано с отставанием фактического графика ввода скважин от проектного. Данное отставание объясняется следующими технологическими проблемами - сложности при бурении скважин (поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента), осложнения при отборе керна, задержки при проведении сейсморазведки 3Д и комплексных исследований керна и т.д. В связи с этим, степень изученности месторождения остается очень низкой. Поэтому необходимо продолжать освоение Северо - Останинское месторождения совместно с дорозведкой, что позволит получить более точную информацию о данном месторождении;

Также повлияли на показатели добычи нефти и жидкости низкие дебиты по скважинам, это характеризуется низким фильтрационно емкостными свойствами пласта (ФЕС) и осложнениями вовремя эксплуатации скважин, а именно отложения АСПВ на промысловом оборудовании.

Необходимо применить следующие методы:

- Применение технологии кислотного ГРП;

- Кислотные промывки ПЗП;

- Применение тепловых, механических, химических и электротепловых методов борьбы с АСПО.

Применение выше перечисленных рекомендаций приведет к значительному увеличению продуктивности скважин, что позволит достичь проектных показателей добычи и утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН).

Список литературы

1. Ежова А.В. Изучение палеозойских коллекторов Северо-Останинского нефтяного месторождения по керну и шламу. Томск 2011.

2. Меркулов В.П. Лабораторные палеомагнитные исследования образцов керна скважины 3Э Северо-Останинского месторождения для определения ориентирования вскрытых отложений палеозоя. Томск 2011.

3. «ТомскНИПИнефть», ОАО. Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения. Томск 2012.

4. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Акульшин, А.А., и др. Москва: Недра, 1989.

5. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., К.А. Шпильман. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. - М.: Недра, 1971.

6. Иванова М.М., Дементьева Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1992.

7. Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. - М.: Недра, 1979.

8. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных и газовых месторождения с учетом их неоднородности. - М.: Недра, 1976.

9. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 128 с.

10. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. - 272 с.

11. Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика» М. Недра, 1996.-93 с.

12. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» М. Недра, 1990 г.

13. И.И. Кагарманов «Техника и технология добычи нефти», Томск. 2005.-176 с.

14. В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А. Сабиров «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». М.:ГУП Изд-во» Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.256 с.

15. Сурков В.С., Трофимчук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. Москва: Недра, 1986.

16. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

17. ПБ 07-601-03. Правила охраны недр.

18. РД 08-492-02. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 г. №22. Москва 2002.

19. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. Москва: ГП Роснефть НПО Буровая техника, 1994.

20. СП 2.1.5.1059-01. Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения. Москва 2001.

21. ПБ07-601-03. Правила охраны недр. Госгортехнадзор России, 2003 г.

Размещено на Allbest.ru