Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 15 )

По данным геологических исследований, проведенных в процессе структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, разрез представлен породами кристаллического фундамента, отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.

Каменноугольная система представлена турнейским, визейским и серпуховским ярусами нижнего отдела, башкирским и московским ярусами среднего отдела, а также верхним отделом.

В региональном тектоническом плане Красногородецкое месторождение по поверхности кристаллического фундамента и терригенному девону расположено на границе Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода - крупных тектонических структур I порядка, в пределах Шумолгинского выступа кристаллического фундамента.

Залежь пласта Б-2 приурочена к отложениям бобриковского горизонта и представлена песчаником, залегающим в глинисто-алевролитовой пачке, с включением углистого сланца. Коллекторами служат прослои песчаника кварцевого, разнозернистого, различной степени крепости, участками рыхлого.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,59 %), смолистая (11,45 %), парафиновая (3,72 %).

Начальные запасы, подсчитанные объемным методом, пласта Б-2 (геолог/извлек) составили 3729/2450 тыс. т, что соответствует запасам, утвержденным в ГКЗ  в приделах лицензионного участка.

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.

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

В результате реализации данного технологического мероприятия годовой объем добычи нефти увеличится на 14,2 тыс. т и составит величину 53,9 тыс. т,. Это обеспечит снижение себестоимости товарной добычи 1 т нефти на ЭО с 4739,67 до 4184,00 руб. и гарантирует годовой прирост прибыли в размере 117427,19 тыс. руб.

Проведенное экономическое обоснование и оценка результатов расчета показывает, что реализация технологического мероприятия по организации ОРЭ ЭО Б-2 экономически целесообразна. Это позволяет рекомендовать его к внедрению на данном объекте и типовых ЭО ЦДНГ .

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

«Технологическая схема разработки Красногородецкого и Шумолгинского нефтяных месторождений», 1986. «Дополнение к технологической схеме разработки Красногородецкого месторождения», 1991. «Технологическая схема разработки пласта Б-2 Красногородецкого месторождения с применением полимерного воздействия», 1993. «Проект разработки Красногородецкого месторождения», 2005. «Авторский надзор за выполнением проекта разработки Красногородецкого месторождения», 2007. «Дополнение к проекту разработки Красногородецкого месторождения , 2010. «Технологический проект разработки Красногородецкого нефтяного месторождения Самарской области», 2014. , , Интенсификация добычи нефти.-М.: Наука, 2000. 414 с. Технология и техника добычи нефти. М.: "Недра", 1982,.157с. Технологический режим работы добывающих скважин , январь 2016 г. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, Москва, 1996, 202 с. «Методика расчета УШГН», Гипровостокнефть, Самара. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред.  . М.: "Недра", 1983-455с. , и др. Техника и технология интенсификации добычи нефти на объектах Повышение нефтеотдачи пластов, 2003, №4, с.39-41. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз нефтедобычи на период до 2015 года // Нефтяное хозяйство. М.: -во Нефтяное хозяйство, 2000. -№7. - С.12-15. Приоритетное решение проблем в области поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. М.: -во Нефтяное хозяйство, 1996. - №12. - С.39-40.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРНО-ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР

«Освоение скважин»

Освоение скважин  - комплекс работ по вызову притока пластового флюида из продуктивных горизонтов на поверхность с целью достижения проектной производительности скважины.

Освоение проводится после вскрытия пласта и проведения работ, связанных с монтажом наземного и скважинного оборудования. При эксплуатации скважиной нескольких продуктивных горизонтов освоение скважин проводят последовательно, в основном сверху вниз. Освоение скважин осуществляется посредством снижения давления столба промывочной жидкости в скважине ниже пластового; при этом создается депрессия на пласт, благодаря которой и происходит вызов притока пластового флюида. Для этого в случае, когда пластовое давление выше гидростатического, заменяют тяжёлую промывочную жидкость на воду, а затем (если нет притока флюида) на нефть (газовый конденсат). Если пластовое давление не превышает гидростатическое, а пласт хорошо проницаем и незагрязнён, освоение скважин достигается снижением уровня жидкости следующими способами: газированием промывочной жидкости воздухом (эрлифт) или газом (газлифт), а также свабированием и откачкой жидкости насосом. В случае низкой проницаемости или сильной загрязнённости пласта перед освоением скважин выполняют работы по интенсификации притока пластового флюида в скважину. Если пластовое давление значительно ниже гидростатического, работы по освоению скважин проводят с использованием поверхностно-активных веществ. При положительных результатах освоения скважину, после испытания на различных режимах, передают в эксплуатацию