Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 12 )

При обработке скважин ингибитором солеотложения методом закачки в призабойную зону пласта необходимо обеспечить достаточное количество ингибитора для более полной адсорбции на породе пласта. Удельный расход реагентов типа ПАФ – 10-15 г/т попутно добываемой воды.

Существует третий метод подачи жидких ингибиторов в скважину – периодическая дозировка в затрубное пространство. Для анализируемого месторождения могут использоваться все указанные способы подачи ингибитора.

Недостатком ингибиторов в жидкой товарной форме является быстрый вынос больших количеств реагента в первоначальный период после пуска скважины в работу. Данный факт отмечается при подаче ингибиторов периодической задавкой в призабойную зону пласта и периодической дозировкой в затрубное пространство скважин. Создать постоянную концентрацию реагента в добываемой жидкости на все расчетное время предупреждения отложения солей можно с помощью ингибитора в твердой товарной форме. Реагент при этом размещается в контейнере и спускается в скважину.

Оборудование, необходимое при использовании ингибиторов в жидкой товарной форме: цементировочный агрегат ЦА-320А, ЦА-320М; дозировочные устройства типа НД, БР-2.5; УДЭ, УДС; автоцистерны ЦР-7АП, АЦН-7.5, АЦН-11. Для применения ингибитора в твердой товарной форме необходим контейнер, изготовленный из НКТ.

Методы борьбы с мехпримесями

При эксплуатации скважин на механической добыче вынос мехпримесей может привести к образованию песчаных пробок, что отрицательно повлияет на работоспособность погружного внутрискважинного оборудования. Обычно повышенный вынос мехпримесей наблюдается в период вывода скважин на режим после ремонтов (ПРС, КРС), а также при нестабильном режиме откачки флюидов из скважин.

Для предупреждения или уменьшения выноса мехпримесей необходимо следить за состоянием текущих забоев скважин и производить перед запуском насоса очистку забоя гидрожелонками или другими устройствами. Целесообразно совместно со штанговыми насосами вставного типа шире использовать клапаны-отсекатели (например, производства ), позволяющие проводить ПРС без глушения скважин. Данное мероприятие исключает попадание мехпримесей на забой скважины, находящихся в технологических жидкостях, а также препятствует попаданию растворов глушения в призабойную зону, которые способствуют разупрочнению пород-коллекторов пласта.

На скважинах с постоянно-высоким содержанием мехпримесей в продукции целесообразно использовать штанговые насосы в износостойком исполнении.

Отключения электроэнергии увеличивают количество остановок и последующих запусков ЭЦН. Из опыта эксплуатации месторождении России при каждом запуске и выводе на режим отмечается повышенное содержание мехпримесей в продукции скважин, что отрицательно влияет на работоспособность оборудования. С каждым дополнительным запуском, повышается вероятность преждевременного отказа ЭЦН.

Таким образом, основными мероприятиями, направленными на снижение влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования, являются:

промывка забоя после ремонта; осуществление плавного запуска; установка в скважинах противопесочных фильтров и якорей; применение клапанов-отсекателей.

Выводы

Действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Красногородецкого нефтяного месторождения Самарской области», выполненный в 2014 г.

Разработка объекта Б-2 начата в 1992 году вводом разведочных скважин №10 и №14 в эксплуатацию механизированным способом на ШГН.

Система ППД организована в 2004 г. переводом двух скважин  под нагнетание. Это увеличило уровень годовой добычи нефти на 39 тыс. т за  2004 г. и 105 тыс. т за 2005 г. по сравнению с 2003 г. (200 тыс. т).

В 2005 г. добыча нефти была максимальной и составила 304,9 тыс. т.

В период 2002-2005 г., проведены работы по интенсификации добычи нефти (перевод с ШГН на ЭЦН), что также привело к увеличению годовых отборов нефти.

За весь период разработки отобрано 2291 тыс. т нефти и 9755 тыс. т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,535 (при утвержденном 0,657); степень выработки НИЗ – 81,4 %. Остаточные извлекаемые запасы нефти на 01.01.2016 г. составляют 524 тыс. т.

Годовая добыча жидкости в период 2011-2015 гг. превышала проектные показатели на 190,1-277,1 тыс. т, что обусловлено более высокой фактической производительностью добывающих скважин по жидкости (90,3-100,3 т/сут, против 83,5-70,2 т/сут по проекту).

В период 2011-2015 гг. фактические уровни годовых отборов нефти постепенно уменьшались с 67,6 до 40,4 тыс. т, по проекту с 73,4 до 43,3 тыс. т. Отставание изменялось от 7,9% (2011 г.) до 10,6% (2013 гг.). В 2015 году фактическая годовая добыча нефти соответствовала проектному значению – 39,7 тыс. т.

За рассматриваемый период добывающий фонд не соответствовал проектному.

Текущее пластовое давление составило 11,4 МПа при начальном давлении 14,3 Мпа (1992 г.) и давлении насыщения 5,4 МПа.

В период 2002-2015 гг. по 33 добывающим скважинам пласта Б-2 проведено 91 геолого-технологическое мероприятие. Всего за счет проведения ГТМ дополнительно добыто 882,7 тыс. т. нефти или 93 % от всей доп. добычи.

63,5% от всей дополнительной добычи объекта принесли мероприятия по смене способа эксплуатации (переход с ШГН на ЭЦН).

Фонд скважин, оборудованный УШГН, составляет пять единиц.

На пласте Б-2 применяются штанговые насосы диаметром 44-57 мм.

В скважинах фонда ШГН дебиты жидкости изменяются от 1 до 27 м3/сут. Средний дебит жидкости 7,8 м3/сут.

Дебит нефти изменяется от 0,3 т/сут в скважине 153 до 4 т/сут в скважине 102. Средний дебит нефти 1,6 т/сут.

Средняя обводненность продукции 82,4%.

Число качаний головки балансира изменяется в пределах от 4 до 6 в минуту и в среднем среднее число качаний составило 4,8 мин-1.

Дина хода плунжера насоса изменяется от 1,6 до 2,4 м, средняя длина хода плунжера насоса 2,0 м.

95% насосов спущены на глубину выше 1000 м.

Динамический уровень находится в пределах от 532 м в скважине 10 до 1091 м в скважине 134 при среднем значении – 825 м.

Среднее значение коэффициента подачи насосов составляет 0,3.

По опыту разработки месторождений достаточно эффективным способом подъема жидкости из скважин с низкими дебитами являются установки ШГН. Установки ШГН характеризуются относительно низкими капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. Технико-экономические расчеты  показывают, что наилучшие энергетические и экономические показатели при эксплуатации скважин с дебитом до 25 м3/сут достигаются штанговыми насосными установками.

Опыт насосной эксплуатации штанговых насосов на пласте Б-2 Красногородецкого месторождении показал достаточно высокую надежность и работоспособность штанговых насосов в условиях отборов продукции повышенной вязкости, что позволяет и в дальнейшем рекомендовать их использование на этих объектах.

В процессе разработки месторождения возможно приобщение к основным объектам разработки других горизонтов. В этом случае рекомендуется применять одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) этих объектов.

На объекте Б-2 несколько скважин являются возвратными с объекта В-1. при разработке пластов Б-2 и В-1 ОРЭ позволит при определенных условиях интенсифицировать систему разработки, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения и срок выработки запасов.

За 2013 - 2015 гг. в скважинах фонда ШГН произошло 5 отказов оборудования. Причиной отказов стали зависание штанг – 2 отказа, вынос мехпримесей – 2 отказа, коррозия НКТ – 1 отказ.

Для повышения надежности работы скважин оборудованных УШГН рекомендуется:

- по фонду скважин с высоким содержанием мехпримесей применять износо-коррозионностойкое насосное оборудование и устройства, защищающие скважинное оборудование от мехпримесей – фильтры (ОАО “Тюменский моторный завод”), забойные фильтры  (НПФ “ПАКЕР”г. Октябрьск);

- из-за отставания хода плунжера полированного штока при ходе вверх в колонне штанг возникают ударные нагрузки. При конструировании колонны штанг необходимо это учитывать. Применение утяжеленного низа колонны из штанг диаметром 25 мм в количестве 5–7 шт позволит снизить отрицательное влияние данного фактора;

- в низкодебитных скважинах рекомендуется применять хвостовики диаметром 48 мм спускаемые до забоя.

Приведен расчет параметров эксплуатации для скважины 102, которая работает с самым высоким дебитом 27 м3/сут и оборудована НН-57.

Проектируемые оптимальные технико-технологические параметры скважины 102 и ее оборудования для заданного дебита, равного  27 м3/сут являются следующими:

1. Эксплуатация скважины – непрерывная,

2. Станок-качалка – СК4-2,1-1600,

3. Колонна штанг одноступенчатая - dшт. = 19 мм; Lшт. = 1195 м,

4. Диаметр насоса – dнас. = 57 мм,

5. Длина хода полированного штока – S = 0,9 м,

6. Число качаний головки балансира – n = 9 качаний в минуту,

7. Мощность электродвигателя – N = 1,7 кВт (АОП-41-4), КПД 81%,

8. Глубина спуска насоса в скважине – Hс. н. = 1195 м (хвостовик отсутствует),

9. Динамический уровень в скважине – Hд. = 574 м.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Цель и сущность экономического обоснования технологического мероприятия

В данном разделе проводится экономическое обоснование технологического мероприятия по проведению ОРЭ  на объекте Б-2 Красногородецкого месторождения.

В процессе разработки месторождения возможно приобщение к основным объектам разработки других горизонтов. В этом случае рекомендуется применять одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) этих объектов.

Одновременно-раздельная эксплуатация позволяет при определенных условиях интенсифицировать систему разработки, ввести в разработку не промышленные пласты, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения.

Технология ОРЭ по схеме УЭЦН+УШГН позволяет приобщать второй пласт и при этом не изолировать существующий. Таким образом получить дополнительную добычу нефти.

В 2016 году на объекте Б-2 запланировано проведение 2 скв./опер., суммарный прирост нефти после проведения данного мероприятия составит 14,2 тыс. т.