Курсовая работа: Технологические особенности разработки Пограничного месторождения

Уменьшение действующего фонда добывающих скважин (90 штук) в 2002 г. еще более усугубило ситуацию в области энергетического состояния залежи пласта БС11.

Сложившаяся в течение длительного времени неблагоприятная обстановка в области энергетического состояния залежи не могла не повлиять на результаты разработки месторождения. Высокие темпы обводнения, выбытие из эксплуатации скважин, высокие проценты падения добычи нефти, блокировка нефти в застойных зонах - результат длительной перекомпенсации.

геологический скважина горный

Рис. 4

Однако, снижение накопленной перекомпенсации - это длительный процесс, несмотря на ограничение закачки в последнее время, величина пластового давления изменяется незначительно. В подтверждение вышесказанному может служить пример с полной остановкой закачки на северном участке пласта БС11.

Необходимо не только ограничивать закачку, но и увеличивать отбор в зоне стягивания, выводить из бездействия и консервации скважины зон стягивания, что и рекомендуется в мероприятиях («Программа ГТМ»).

3.3 Контроль за разработкой Пограничного месторождения

Основной объект разработки пласт БС11 (осн) полностью разбурен, сформирована 5-ти рядная система разработки. Буровые работы с 1995 г. не ведутся. Пробуренный фонд скважин на 01.01.2002 г. составил 847 из 939 проектного фонда, остальные скважины резервные. Таким образом, месторождение полностью разбурено.

Добыча жидкости - 8484 тыс.т, обводненность - 92%, средний дебит по нефти - 6,14 т/сут, по жидкости - 77,73 т/сут, при действующем фонде 275 скважин.

Необходимо отметить, что с 1990 г. дебит жидкости поддерживался за счет значительного увеличения пластового давления (текущее средневзвешенное пластовое давление выше первоначального на 23 атм.), т.е. - при повышенных депрессиях. Это привело к увеличению доли воды в потоке и добыча нефти характеризовалась не лучшими показателями. Отбираемая жидкость и дебит по жидкости не природного резервуара, а результат технологического процесса добычи.

На 01.01.2002 г. по Пограничному месторождению фонд добывающих скважин составил 418 шт., в том числе действующих - 275 скважин, бездействующих -143 (34,2% эксплуатационного фонда).

В стягивающих рядах действующих скважин 39%, 24% - бездействует. По результатам раннее проведенных исследований, ввод этих скважин в эксплуатацию не приводит к увеличению обводненности продукции.

В таблице показано распределение данного фонда с учетом обводненности.

Таблица 2 - Количество скважин эксплуатирующихся/бездействующих

Как показывает проведенный анализ, в настоящее время, 74% фонда эксплуатируется с обводненностью более 90%. В зонах стягивания эксплуатируются 67 скважин с обводненностью менее 90%. Фонд действующих скважин в зоне стягивания составляет 84. В целом по месторождению накопленная добыча на 1 скв. составила:

- В 1-х рядах-60,713 тыс.т;

- В стягивающих рядах-119,141 тыс.т. Практически все скважины механизированы ЭЦН. Анализируя только бездействующий фонд скважин (без скважин, находящихся в консервации) на месторождении на 01.01.2002г., можно заключить, что 37% бездействующих скважин расположены в первых рядах, 35% - во вторых рядах и немного меньше - 29% в стягивающих рядах. Из остановленных в стягивающем ряду в 13 скважинах слабый приток, скважины № 136, 330 - предельно обводнены, № 231 остановлена по мероприятию, 5 скважин - прочие причины, остальные аварийные.

Причины бездействия добывающего фонда: 17 скважин - аварийные, 105 - обводнены, 3 - слабый приток, 18 - прочие причины. Как видно, 75% скважин в бездействии по причине высокого обводнения.

Ниже, в таблице приведено распределение действующего фонда скважин по дебитам жидкости и обводненности на 01.01.2002 г., из которой видно, что малодебитного (qж<10 т/сут) фонда на месторождении практически нет, он остановлен.

Таблица 3 - Распределение фонда скважин по дебитам жидкости на 01.01.2002 г.

Больше половины скважин (74,6%) работает с дебитами жидкости выше 50 т/сут. Практически все скважины сильно обводнены, 75% скважин имеют обводненность более 90%.

Как видно процентное соотношение действующих скважин по величине дебита жидкости в 2002г., практически, не изменилось в сравнении с 1994 г.

Просто произошло перераспределение доли нефти и воды в потоке отбираемой жидкости.

Коэффициент продуктивности с увеличением обводненности не уменьшался.

В целом, величина коэффициента продуктивности изменяется от 0,5 до 8,1 мЗ/сут*МПа.

Действующих скважин с дебитами по нефти до 10 т/сут стало в два раза больше, чем в 1994 г., а скважин с дебитом от 10 до 25 т/сут - наоборот, стало почти в два раза меньше.

Рис. 5

Рис. 6

Рис. 7

В 1998 г. 70% действующего фонда скважин работало с обводненностью 90-98%, в то время, как в 1994 г. таких скважин было всего лишь 30%, а у 40% действующих скважин обводненность не превышала 80%.

Таким образом, за четыре последних года разработки месторождения фонд действующих скважин, обводненных до критического значения увеличился больше чем в два раза.

4. Техническая часть

4.1 Конструкция скважин

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину.

Начало скважины называется устьем, ее конец -- забоем. Все полое пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом.

Основное назначение скважины -- извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность, т. е. скважина является каналом, соединяющим нефтяной, газовый или водяной пласт с поверхностью земли.

Весь фонд нефтяных, газовых и водяных скважин, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, называется эксплуатационным фондом.

Кроме эксплуатационных нефтяных, газовых или водяных скважин имеются еще вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные и др.

Нагнетательные скважины служат для закачки в продуктивные пласты воды или воздуха (газа) со специальными целями.

Контрольные скважины предназначены для наблюдения за ходом разработки нефтяной или газовой залежи при помощи различных приборов, спускаемых в эти скважины.

Независимо от своего назначения каждая скважина за все время ее эксплуатации или использования должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для этого по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину спускают обсадную колонну, которая собирается из стальных высокопрочных труб на резьбовых соединениях. Обсадная колонна закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.

В зависимости от геологических условий, состояния техники и технологии бурения, глубины скважины, ее назначения скважину можно крепить одной или несколькими колоннами с различной высотой подъема цементного раствора за каждой колонной.

Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным кольцом, называется конструкцией скважины.

При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна, спускаемая до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной.

Через эту колонну производится эксплуатация скважины, ее размеры определяют габариты подземного эксплуатационного оборудования.

Для эксплуатационных колонн в большинстве случаев применяются обсадные трубы с наружным диаметром от 146 до 168 мм, с толщиной стенок от 7,5 до 12 мм. В качестве опоры для эксплуатационной колонны также используют кондуктор, который цементируют до устья.

Рис. 8

Когда обсадные трубы спущены и зацементированы с подъемом цементного раствора до нужной высоты, для перекрытия всех верхних нефтяных, газовых и водяных пластов против продуктивной части пласта при помощи пулевых или кумулятивных перфораторов простреливают отверстия. Эта, операция называется перфорацией.

4.2 Устьевое надземное и подземное оборудование

В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации и геологических условий устье скважины может быть оборудовано различными способами.

Наиболее простая конструкция устья скважины изображена на рисунке. Здесь эксплуатационная колонна 6 нижним торцом верхней муфты 2 опирается на хомуты 3, которые лежат на верхнем срезе кондуктора 5. Верхняя муфта или навинчивается на колонну, или приваривается к ней электросваркой. На муфту навинчивают колонный патрубок 1 с фланцем.

Для герметизации кольцевого пространства между кондуктором и эксплуатационной колонной на колонну в несколько рядов навинчивают пеньковый канат 8, поверх которого заливают цементный раствор 7.

Рис. 9

В зависимости от характеристики вскрываемых пластов применяют различные колонные головки. Колонная головка, представленная на рисунке, предназначена для обвязки устья одноколонной скважины. Колонная головка состоит из фланца 4, навинченного на кондуктор 6, и пьедестала 1, который верхней частью навинчен на эксплуатационную колонну 7. При обвязке устья скважины высоту Н регулируют по месту с таким расчетом, чтобы верхний фланец пьедестала был на 200--300 мм ниже пола эксплуатационной вышки, что облегчит наблюдение за арматурой и контрольно-измерительными приборами, за проведением профилактических работ при эксплуатации скважин, а также выполнением работ при подземном ремонте скважин.

В нижнем фланце пьедестала имеется отверстие, в которое ввинчен 25-мм ниппель 2 с вентилем 3. На верхнем фланце пьедестала монтируют устьевую арматуру той или другой конструкции в зависимости от способа эксплуатации данной скважины.

Рис. 10

Герметизация фланцевых соединений колонной головки достигается за счет уплотнительных металлических колец 5 овального сечения, помещаемых в канавки на фланцах.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор); колонны подъемных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; кабельного барабана с направляющим роликом; станции управления и автотрансформатора.

Насосный агрегат в собранном виде спускают в скважину на подъемных трубах. Все узлы агрегата (насос, электродвигатель, протектор) имеют самостоятельные валы на подшипниках. Валы соединяются друг с другом шлицевыми муфтами. Кроме того, корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами.

В погружном электроцентробежном агрегате электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Ток для питания электродвигателя подводится по специальному бронированному круглому трехжильному кабелю, который опускают вместе с колонной насосных труб и прикрепляют к ним тонкими железными поясами. На участке немного выше насоса и на самом агрегате кабель имеет плоское сечение, что уменьшает габариты агрегата. Плоский кабель крепят к насосу и протектору также поясами.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевого оборудования, ролика, подвешиваемого к вышке, барабана со стойками для кабеля, автоматической станции управления и автотрансформатора. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спускоподъемных операциях. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю. Для защиты от пыли и снега автотрансформатор устанавливают в будке. При помощи станции управления осуществляют ручное управление автоматом и кнопками, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту и защиту от перегрузки, отключение агрегата при коротких замыканиях. Барабан служит для транспортировки кабеля, для облегчения разматывания и сматывания его при спуске и подъеме агрегата из скважины.