Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Государственное образовательное учреждение высшего образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Факультет нефтегазовый (вечернее отделение) Группа 53-11

Курсовой проект

По дисциплине «Осложнения в нефтедобыче»

На тему: Анализ проблем эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных ШСНУ, в условиях Ямашинского месторождения НГДУ «Ямашнефть»

Студент Оськин Н.Н.

Руководитель курсового проекта

Хаярова Д.Р.

Альметьевск 2018

ВВЕДЕНИЕ

Ямашинское месторождение находится на последней стадии разработки, которая характеризуется низкими темпами добычи нефти. Весь добывающий фонд скважин объекта оборудован установками ШГН. Около 20% скважин [31] Ямашинского месторождения являются малодебитными, так как дебиты жидкости не превышают 5 м3/сут.

Задача повышения работоспособности, эффективности эксплуатации УШГН в малодебитных скважинах особо актуальна в условиях объекта и по экономическим, так и по техническим соображениям, так как наблюдается высокий темп роста малодебитных скважин. На работоспособность и длительность МРП малодебитных скважин оказывают влияние множество факторов: начиная от конструкции скважины, заканчивая непосредственно процессами, происходящими в самих скважинах. Особое значение играют свойства флюидов, так как нефть малодебитных скважин в основном высоковязкая, с содержанием большого количества парафиистых и асфальтосмолистых веществ, механических примесей. В совокупности все осложнения при эксплуатации добывающего фонда скважин является причиной возникновения многочисленных аварий и резкого падения эффективности работы малодебитных скважин.

В последние годы на месторождениях России доля малодебитных скважин неуклонно растет, так как основная часть месторождений вступила в поздний этап разработки, в связи с чем в скважинах начали отключать высокопродуктивные высокообводнённые промытые пласты и начали разбуривать низкопродуктивные площади залежей, которые ещё не охвачены выработкой. В связи с данным фактом, возрастает потребность увеличения эффективности работы и длительности МРП малодебитных скважин.

Основная цель курсового проекта - анализ проблем эксплуатации малодебитных скважин Ямашинского месторождения, а именно: анализ архива подземных ремонтов скважин на объекте, анализ практических динамограмм, расчёт и подбор ГНО скважин.

1. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ ОБЗОР ПРОБЛЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

Основное количество месторождений Татарстана работают на последних стадиях разработки с падением добычи и выработанностью запасов. На работоспособность скважины на завершающей стадии разработки влияют различные свойства пластов и нефти, которые ведут к простоям и ремонтам. Одной из актуальных проблем в современной нефтедобыче является оптимизация работы малодебитных скважин, так как они подвергаются частым ремонтам вследствие появления различных осложнений.

С ростом темпов добычи нефти в современной нефтегазовой промышленности России также увеличивается и количество малодебитных скважин на месторождениях. Причинами можно выделить то, что месторождения переходят на последние стадии разработки, которые характеризуются наличием трудноизвлекаемых нефтей с высокой вязкостью. Скважины с малыми дебитами, которые оборудованы ШГН, часто выходят в ремонт по причине различных осложнений : отложения АСПО и солей на оборудовании, коррозионный износ ГНО, увеличенная обводнённость жидкости, увеличение объёма содержания газа и др. Осложнения скважин напрямую ведут к увеличению затрат по ремонту и их обслуживанию [1].

Принято относить к малодебитным скважинам такие, у которых дебиты нефти не превышают значения 5,0 м3/сут, при этом высота подъёма жидкости не превышает 3000 метров. Группы скважин по высоте подъёма жидкости [2]:

1. Неглубокие скважины-- с высотой подъема меньше 450 метров.

2. Среднеглубокие скважины -- с высотой подъема меньше 1350 метров.

3. Глубокие скважины-- с высотой подъема больше 1350 метров.

В последнее время отмечается тенденция увеличения количества малодебитных скважин в нефтедобывающей отрасли России. Причинами увеличения доли малодебитных скважин являются [3] :

- рост обводнённости нефтенасыщенных пластов и скважин, их степени выработки; малодебитный скважина штанговый насос

- уменьшение пластовых давлений, в большинстве случаев на участках, в которых нет системы ППД;

- увеличение количества скважин с низкими входными дебитами из-за плохих значений характеристик пластов.

Разработка нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью в большинстве случаев производится малодебитными скважинами. В основном на таких залежах применяются установки ШСН. Другие методы в таких случаях экономически нерентабельны. Но по мере эксплуатации ШСНУ, в скважинах возникают осложнения по причине гидродинамического трения во время движения штанг в жидкости, жидкости в НКТ и через системы клапанов. Все эти факторы в свою очередь вызывают рост значений максимальных, снижение минимальных нагрузок, и, следовательно, приводят к уменьшению КПД установок. Для уменьшения потерь и облегчения процесса эксплуатации, на малодебитных скважинах со сверхвязкими нефтями (больше 500 мПа•с) увеличивают диаметры НКТ, насоса, сечение клапанных узлов, используют двухплунжерные насосы или переходят к тихоходному режиму откачки [4].

Для обеспечения притока жидкости в скважины необходимо наличие разности давлений внутри скважины, которая зависит от динамического уровня жидкости. При прекращении добычи жидкости скважинами, т.е при отсутствии притока, наблюдается максимальное значение динамического уровня, из-за которого давление внутри скважины уравновешивает пластовое давление. Для увеличения объёма притока необходимо снизить забойное давление путём уменьшения динамического уровня [5].

На многих месторождениях, разрабатываемых малодебитными скважинами, наблюдается неустойчивый приток жидкостей к ПЗС. Причинами данного явления можно выделить значительные изменения характеристик пластов, большое превышение производительности используемых насосов над количеством жидкости, поступающей в скважину. Работоспособность малодебитных скважин сильно зависит от динамического уровня жидкости. При больших динамических уровнях увеличивается противодавление на ПЗС, что снижает приток нефти к скважинам. Низкий динамический уровень приводит к падению давления на приёме насоса, что уменьшает КПД, оказывает негативное влияние на состояние деталей насосов, приводя их к разрушению. Для эффективной эксплуатации малодебитных скважин необходимо, чтобы динамический уровень жидкости находился на оптимальной высоте [6].

В работе [7] подтверждается, что высокие динамические уровни в малодебитных скважинах приводят к возникновению противодавления на ПЗС, уменьшая при этом приток жидкости. Низкие уровни (динамические), кроме того, что приводят к падению давления на приёме насоса, уменьшая при этом КПД, также являются следствием уменьшения забойных давлений малодебитных скважин ниже, чем давление насыщения. Такое снижение забойного давления приводят к выпадению АСПО, солей на НКТ, деталях и узлах ГНО, ухудшают сообщаемость пор в ПЗС и характеристики пласта.

В США из малодебитных скважин добывают 15,2 % от общей добычи нефти, учитывая низкий темп снижения добычи в таких скважинах. За 13 лет добыча нефти по Америке снизилась на 84 млн т , при этом на малодебитных скважинах на 10 млн т. Исходя из этого, авторы [8] делают вывод, что на рост влияния импорта нефти на экономику США дебиты нефти малодебитных скважин оказывают лишь небольшое воздействие. На сегодня данная зависимость равна 57 %. Согласно изучениям IOGCC, отмечена высокая роль малодебитных скважин в развитии промышленности Америки. Правительство США требует от собственников месторождений качественной и эффективной эксплуатации скважин, из-за чего данные виды скважин работают для истощения остаточных ресурсов.

На месторождениях России нефтяные залежи эксплуатируют, в основном, механизированным способом: электроцентробежными насосами (УЭЦН) и штанговыми насосами (ШСНУ).

На отечественных залежах эксплуатации скважин осуществляются в основном двумя механизированными способами добычи: установками электроцентробежных насосов и установками штанговых скважинных насосов.

При разработке объектов малодебитными скважинами наиболее применимы УШСН, так как они с большей степенью вероятности лучше адаптируются к условиям эксплуатации данных скважин. Но у ШГН есть свои чёткие ограничения, зависящие от технологических параметров и от конструкции оборудования, а именно: нельзя спускать погружное оборудование больше 2000 метров. Также отмечено ,что у УШСН есть ограничения по подаче жидкости в скважинах [9].

Экономически рентабельно применять штанговые насосы на малодебитных и среднедебитных скважинах. Данный вывод можно аргументировать тем, что УШСН могут дать возможность получения большего напора даже при ограничении диапазона подачи до 50м3/сут [10]. Также отметим, что до 40 м3/сут нефти у штанговых насосов большее значение КПД (до 37 %), чем у других насосов, применяемых в нефтяных скважинах. Исключением для ШГН являются скважины, у которых подача может достигнуть 200м3/сут, а глубина спуска насоса 2000 метров. В таких скважинах нецелесообразно использование УШСН.

Для получения максимальной экономической рентабельности с малодебитных скважин, откачка продукции с ШГН производится несколькими способами [11]:

- первый способ - непрерывный способ - с максимально возможным заполнением объёма насоса;

- второй способ непрерывный - без полного заполнения насоса;

- третий способ - периодическая откачка - полное заполнение объёма насоса.

Отмечено, что все ШГН имеют запас производительности : ступенчатый, постоянный, плавное регулирование. На малодебитных скважинах в основном применяют УШСН с постоянным запасом.

Значительно большая доля механизированных скважин подходит под категорию малодебитных, так как дебиты не превышают 5м3/сут. С целью повышения срока работы, рентабельности эксплуатации данные скважины целесообразней переводить на периодические режимы откачки. Такой вид эксплуатации также применяют в скважинах с высокими, но долго восстанавливающимися уровнями для сокращения частот спуска ( не больше 5-6 раз). Для таких условий откачки подпирают преимущественно скважины с большим диаметром ЭК и необходимо глубоким зумпфом. При переводе на данный режим значение обводнённости и возможность выноса песка не являются ограничением, если отсутствует увеличение обводненности и количества мехпримесей после перевода в режим [12].

Эксплуатация малодебитного фонда предполагает собой применение насосов низкой производительности для рентабельности разработки. Но из-за истощения месторождений со временем разработки, падают дебиты нефти, в связи с чем изначально установленная мощность насоса оказывается завышенной. А это приводит к повышенным энергозатратам и износам оборудований. Для регулирования производительности в таких случаях применяют периодическую откачку [13].

Наличие запаса подачи в скважинах характеризуется тем, что цилиндр насоса не полностью заполняется жидкостью при превышении подачи над количеством притока из пластов. Одним из важных условий для перевода скважин в периодическую откачку можно выделить наличие достаточной резервной мощности работающего оборудования скважины, который как раз и определяют посредством запаса подачи. Периодическую откачку жидкости в основном проводят в тех скважинах, которые являются малодебитными по причине низкого коэффициента проницаемости пласта [14].

Вид непрерывной откачки, при котором цилиндр полностью заполняется жидкостью, практически не применяется в скважинах. Причиной этого является недостаточно требуемая малая производительность станков-качалок. По этой причине малодебитные скважины эксплуатируют непрерывно без полного заполнения цилиндра или же периодически, но уже с полным заполнением цилиндра насоса. При применении цикла периодической откачки выделяются два процесса: накопление жидкости (поднимается динамический уровень) и откачка (снижение уровня) [15].

В низкодебитных скважинах непрерывная эксплуатация скважин с ШГН, у которых имеется большой запас производительности при неполном заполнении цилиндра приводит к возникновению нагрузок (ударных) на штанги за счёт ударов плунжеров о жидкость при ходе вниз, к падению коэффициента полезного действия колонны, к периодическим срывам подачи воздействием газа. При появлении таких факторов воздействия, в убыточных, нерентабильных скважинах, дебиты которых менее 3 т/сут , проводят технико-экономическую оценку с целью перевода на периодический режим. Но периодическая откачка приводит к обводнению скважин, усложняется контроль над работой скважины, увеличиваются расходы на дополнительное оборудование. Но наряду с минусами, есть и полезные стороны периодической откачки: повышение МРП, сокращение затрат на электроэнергию [16].

В Уразаков К.Р. в своей работе [17] аргументирует применение периодической откачки в малодебитных скважинах отсутствием насосных оборудований с маленькой производительностью. Перевод скважин на периодический режим имеет ряд последовательных действий: при выявлении падения добычи в скважинах, уменьшают производительность насосов поэтапно, с помощью сокращения длин хода плунжера, частот качаний балансиров, диаметров насосов. Если после проведения данных мероприятий в недостаточной степени обеспечивается безопасность эксплуатации ГНО, то принимают решение о переводе скважины на периодический режим откачки. При этом сохраняется наименьшая производительность насоса. На количество добываемой из пласта продукции скважиной, работающей с периодическим режимом, оказывают воздействие расположение нижних границ жидкостей затрубного пространства. На данный фактор оказывают значительное влияние соотношения притоков жидкости с пластов к подаче насоса.

Малодебитный фонд осложнён разными факторами: высокое значение вязкости продукции, высокое обводнение, наличие большого объёма солей, АСПО, песка в воде. Большое влияние на работу данных скважин оказывает скорость восходящего потока: увеличивается вероятность отложения АСПО, песка, соли на деталях и их внутренних частях, на трубах, узлах ГНО, за счёт чего охлаждение ПЭД происходит на недостаточном уровне. По этой причине насосные оборудования малодебитных скважин быстро выходят из строя, тем самым, приводят к высокой себестоимости добычи нефти [18].

В случае, когда малодебитные скважины эксплуатируются насосными установками с малой длиной хода ТПШ и малым значением диаметра плунжера, подача будет значительно превышать продуктивность скважины. При возникновении таких ситуаций будут происходить отрывы струн насосов, также цилиндр будет заполняться на недостаточный уровень, а при ходе вниз возникнут дополнительные нагрузки из-за ударов плунжера о жидкость и снижаться коэффициент подачи насоса. Поэтому для целей уменьшения энергозатрат и повышения МРП такие скважины переводят на периодический режим откачки. На перевод в периодический режим стараются подбирать скважины без возможности выноса песка и с высоким уровнем жидкости. Наличие большого зумпфа также положительно влияет на эффективность периодической откачки. При переводе на такой режим устанавливают насосы с малыми диаметрами плунжеров и с максимальной длиной хода штока при минимальном количестве качаний. Глубина погружения насоса под динамический уровень должна быть такой, чтоб коэффициент подачи был 0,7-0,8 д.ед. Применение ступенчатых колонн штанг или штанг с меньшими диаметрами позволяют уменьшит нагрузки на головку балансира в процессе добычи [19].

В работе [20] отмечается, что скорость восходящего потока не позволяет снижать температуру нагретых ПЭД скважин. По причине высокой вязкости продукции скважин увеличивается напряжённое состояние деталей, узлов ГНО, так как наблюдается рост гидравлических сопротивлений потоков жидкостей в трубах и сил сопротивлений перемещению штанговых колонн в среде жидкости. Высокое значение обводнённости является причиной коррозионной активности, а присутствие песка в воде приведёт к появлению песчаных пробок.

На малодебитных скважинах добыча нефти проводится механизированным способом. В таких скважинах применяются ШГН, мощность которых превышается в 4-5 раза, чем требуется на деле. За счёт этого увеличивается доля затрат на энергопотребление, который входит в состав цены на нефть. Отмечено также, что штанговые насосы устанавливают на скважинах, когда дебит уменьшается с 100 т/сут. При превышении производительности насоса выше, чем нефтеотдача скважин, то есть 2 решения : заменить насос на менее производительный или же перевести скважину в периодический режим. Но у ШГН есть серьезный недостаток - ненадежность при работе в наклонных скважинах. По причине увеличения остаточных деформациий цилиндров насосов быстро изнашиваются штанговые насосы и выходят из строя. Для повышения эффективности работы таких насосов необходимо правильно эксплуатировать и производить качественный ремонт [21].

Применение насосных оборудований в низкодебитных скважинах охарактеризовано низкой производительностью. По причине низкого уровня (динамического) жидкости в скважинах, влияния газа на цилиндры насосов и неполного их наполнения насосы будут эксплуатироваться с низким коэффициентом подачи. Уменьшение коэффициентов подачи в малодебитных скважинах с 0,4 д.ед до 0,2 или 0,1 д.ед. приводит к большому росту затрат на электроэнергию при подъёме 1 тонны жидкости со скважины: с 90 кВт/ч до 132 и 162 кВт/ч , соответственно, что приводит к большим энергозатратам при работе малодебитных скважин. Поэтому, с целью уменьшения затрат и, соответственно, повышения коэффициента подачи, увеличивают длины хода плунжеров, затем меняют частоту качания и лишь потом меняют насос на насос с другим диаметром [22].

В работе [23] указано, что разработка залежей на последних стадиях низкодебитными скважинами с повышенной кривизной стволов сопровождаются частыми поломками ГНО по причине трения, износа, а также недостаточным смазыванием узлов насоса нефтью. Большую роль при эксплуатации таких скважин имеют методы борьбы с обводнением и ликвидации отложения парафинов на ГНО и НКТ, так как содержание их в нефти отмечено в больших количествах. Для борьбы с обводненностью малодебитных скважин проводят зарезку боковых стволов, которые позволят повысить дебиты нефти и уменьшить обводнённость на 8-10 % за счёт того, что позволяют обойти обводнённые участки пласта.

Периодичность подачи ШГН играет значимую роль при эксплуатации низкодебитных скважин. Но применение периодичной откачки в таких скважинах имеет свои сложности. Если превысить подачу насоса выше, чем дебит скважины, то уменьшится динамический уровень жидкостей в скважинах на приёме насоса, что приводит к срыву подачи. Для предотвращения осложнений в малодебитных скважинах уровень жидкости поднимают до необходимого положения, и при этом контролируют давление на приёме насоса, которое должно быть выше давления в цилиндрах при ходе штанг вверх с учётом гидравлических сопротивлений, появляющихся в приёмных клапанах [24].

В работе [25] указано, что установки ЭЦН при производительности 20-40 м3/сут уступают УШСН по значению КПД, из-за чего повышаются эксплуатационные расходы и себестоимость добычи нефти. Применение ШГН на низкодебитных скважинах будет выгодным даже при условии снижения стоимости нефти на мировом рынке. Поэтому необходимо направить усилия на совершенствование и модернизацию ШГН, системы контроля над ним и управления за работоспособностью скважин

Эффективная работоспособность УШГН, которые применяются в большинстве малодебитных скважин, оказывает большое влияние на производительность скважин. На показатели эксплуатации ШГН влияют различные факторы: режим откачивания жидкости, параметры среды, условия работы узлов и деталей ГНО. Установки ШСН на основе безбалансирных или балансирных качалок имеют низкие показатели производительности, нерентабельные массогабаритные характеристики, низкую степень надежности и КПД. Необходимость обустройства фундамента под них приводят к повышению экономических затрат. Разработана [26] новая конструкция штанговых насосов, позволяющих экономить энергопотребление, уменьшить эксплуатационные и капитальные затраты малодебитных скважин, управлять несколькими приводами одновременно.

Для снижения экономических затрат на обслуживание малодебитных скважин, а также для упрощения эксплуатации предлагается применение струйных насосных установок. Преимуществами эжекторов струйных насосов является возможность работы в осложнённых условиях эксплуатации малодебитных скважин, а именно при добыче агрессивных жидкостей, при перекачке газожидкостных смесей, при большой искривлённости скважины. Также, за счёт простоты устройства эжектора, струйные насосы не приводят к возникновению дополнительных нагрузок. Стоит отметить, что за счёт использования струйных насосов уменьшается количество ремонтов, соответственно, растёт МРП. Но недостатками применения струйного насоса является низкий КПД - 0,35-0,4 д.ед [27].

Эксплуатация малодебитных скважин характеризуется высокой обводнённостью продукции. Рост обводнённости приводит за собой повышение агрессивности среды, которые осложняют добычу нефти. Преобладающее осложнение на таких скважинах - это коррозионный износ оборудования, который повреждает внутреннюю часть НКТ. Повреждение НКТ приводит к нарушению его герметичности , что влечёт за собой дорогостоящие ремонты. В таких случаях авторами [28] рекомендуется применять капсулированные ингибиторы коррозии в процессе добычи типа Encaptron 95, которые предупреждают коррозию оборудования и обеспечивают защиту в 90 % случаев.

Фонд добывающих малодебитных скважин на Абдрахмановской площади составляет 915 скважин (55,8 % от пробуренного фонда), которые оборудованы УШСН. Анализ [29] фонда показывает, что средние дебиты жидкости меняются как 3,24-3,38 м3/сут, а дебиты нефти - 1,4-1,5 м3/сут, а обводнённость в интервале 47-51 %. На скважинах малодебитного фонда площади по результатам статистического анализа ремонтов 2013-2015 гг в большинстве случаях выявлены : обрыв штанг (19,5 %), трещина в НКТ (7,58 %), износ клапанной системы УШГН (6,28 %). В условиях Абдрахмановской площади для эффективной эксплуатации низкодебитных скважин авторы рекомендуют установку насосов , диаметром 38,1 мм или меньше для уменьшения нагрузки на колонну штанг, а также устанавливать на станках качалках минимально возможное число качаний.

В работе [30] приведены итоги анализа эффективности применения автоматизированной технологии контроля работы малодебитных скважин SALT. Использование станции позволяет увеличить дебит на 30 %, так как исключаются ошибки из - за человеческого фактора. За счёт применения данной системы на низкодебитных скважинах можно достичь:

- снижения нагрузок на станках- качалках за счёт непродолжительного уменьшения скорости при максимальных нагрузках, предотвращая смещение штанг;

- снижения энергозатрат на эксплуатацию до 30 % за счёт непрерывной работы насосов с автоматическим выбором оптимального режима;

- защиты ПЭД от повышения температуры.

На основе анализа обобщим, что рост количества низкодебитных скважин объясняется увеличением обводнённости продукции по причине выработанности пластов. Проблемой эксплуатации малодебитных скважин является возникновение различных осложнений, влияющих как на работоспособность скважин (выпадение солей, АСПО, коррозионные разрушения, наличие дополнительных нагрузок, быстрый износ оборудования и т.д.) так и на экономическую рентабельность эксплуатации (повышение энергозатрат, дополнительные затраты на ремонт и обслуживание, на оборудование и т.д.). Поэтому, в целях предупреждения осложнений наиболее распространённым и экономически выгодным вариантом является использование установок ШГН с небольшой производительностью. Также перевод в периодический режим откачки позволяет снизить себестоимость нефти за счёт снижения эксплуатационных и капитальных затрат.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Анализ причин подземных ремонтов скважин объекта