ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ МРП. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

Доклад к курсовой работе по осложнениям

Карманова И.С.

Акташская площадь

Об акташской площади

Акташская площадь расположена в северной части Ново-Елховского нефтяного месторождения, и выделена в виде самостоятельного объекта разработки НГДУ "Елховнефть". По своему расположению она является краевой площадью, ограниченной с запада, севера и востока внешним контуром нефтеносности. С юга она граничит с Ново-Елховской площадью.

Основными эксплуатационными объектами площади являются отложения кыновского (пласт Д₀) и пашийского горизонта (Д_I) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород.

Площадь может быть отнесена к числу многообъектных и многопластовых объектов, характеризующихся особенностями площадного распространения и залегания по разрезу различных типов коллекторов.

Очень важным параметром, который следует учитывать при вовлечении запасов ВНЗ в разработку, является соотношение нефтенасыщенной и общей толщин по пластам с подошвенной водой. В пределах площади оно изменяется, от 0,058 до 0,909, а в среднем составляет 0,402. В целом с соотношением до 0,3 вскрыты пласты в 149 скважинах, от 0,3 до 0,5 - в 104, более 0,5 - в 112 скважинах. Таким образом, на площади имеется довольно значительная категория скважин, с соотношением 0,3 и менее, условия разработки которых могут быть нерентабельными

Общая толщина отложений горизонта Д_I составляет в среднем 28,9 м, общая нефтенасыщенная толщина - 14,2 м, а средняя эффективная нефтенасыщенная - 6,9 м. Общая толщина отложений кыновского горизонта составляет 16,4 м, а эффективная нефтенасыщенная – 3,1 м

Породы-коллекторы Акташской площади Ново-Елховского месторождения подразделяются на два класса: высокопродуктивные (абсолютная проницаемость более 0,1 мкм²) и малопродуктивные (0,03-0,1мкм²). В свою очередь, в высокопродуктивных выделено две подгруппы: первая – высокопродуктивные неглинистые коллекторы (объемная глинистость менее 2,0%), вторая - высокопродуктивные глинистые коллекторы (объемная глинистость более 2,0%).

Нефть терригенного девона сернистая, парафиновая, смолистая. Средние значения основных параметров нефти по горизонтам характеризуются следующими величинами: давление насыщения – по кыновскому 2,8МПа и по пашийскому - 2,6МПа, газосодержание - 39,9м³/т и 40,2м³/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,16 и 1,162, вязкость составляет 3,2мПа×с и 3,1мПа×с.

По содержанию серы (1,6–1,8% масс), парафина (1,97-1,1,89% масс) нефти являются сернистыми и парафинистыми. По всем объектам нефть недонасыщена газом - давление насыщения составляет всего 35-48% начального пластового.

Результаты изучения состава и свойств вод, свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа (по Сулину В.А.) с минерализацией от 234,62 до 305,65г/л (в среднем 277,57г/л).

Статистический анализ

Для условий Акташской площади Ново-Елховского месторождения основными факторами, осложняющими эксплуатацию скважин УЭЦН являются отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизна ствола скважины, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активность среды.

В статистическом анализе мы рассматриваем промысловые данные собранные в результате наблюдений за дебитом нефти, дебитом жидкости, обводненности, а так же глубины спуска насосов.

Для выполнения анализа было отобрано произвольных 20 скважин. По каждой скважине были выявлены определенные осложнения.По этим данным была построена гистограмма.

При статистической обработке экспериментальных материалов в первую очередь необходимо установить, существует ли связь между двумя или несколькими факторами, и какова степень влияния каждого из рассматриваемых факторов и их сочетаний на исследуемый процесс.

Из статистической совокупности выбираем наибольшее и наименьшее значения: X_max_, X_min_…

Далее мы делаем расчет таблицы «Статистический анализ по дебиту нефти»,после по полученным данным(а именно по частоте СКВ и интервалу дебита в сутки),далее проводим аналогические расчеты для жидкости, обводненности и глубинам спуска насосов.

Можно сделать вывод, что применение статистической обработки промысловых данных по технологическим параметрам работы осложненного фонда дает возможность установить более точные значения показателей технологических параметров работы скважин и режима эксплуатации.

АССОЦИАТИВНЫЙ АНАЛИЗ

С помощью ассоциативного анализа можно быстро получить ответ на вопрос: оказывает ли влияние на рассматриваемый показатель процесса тот или иной фактор и есть ли смысл проводить более подробные исследования, например, дисперсионный и корреляционный анализы, при которых требуются значительно большие затраты времени на проведение вычислений.

Данные для проведения анализа берем из таблицы параметров работы осложненного фонда скважин с УЭЦН.

С самого начала делаем ассоциативный анализ влияния дебита нефти на межремонтный период (МРП)

Составляем таблицу зависимости дебита нефти от мрп.

Далее производим расчеты числа СКВ попавших в j группу по обводнённости и в i группу по мрп. Производим оценка величины φ².при соблюдении условии можно утверждать, что связь между МРП и дебитом нефти неслучайна. После этого считаем среднюю квадратическую ошибку вычислений величины. И наконец считаем коэффициент взаимной сопряженности. Аналогичным образом проанализируем зависимость МРП от дебита жидкости, обводненности, перепада давления.

Представим коэффициенты взаимной сопряженности и средние квадратические ошибки при определении степени связи МРП с технологическими параметрами режима эксплуатации скважин в таблице.

Проведя ассоциативный анализ влияния технологических параметров эксплуатации на выход в ремонт скважин с УЭЦН по причине осложнений, было установлено связь между МРП и такими технологическими параметрами работы осложненного фонда, как дебит нефти, дебит жидкости, обводненность существует. А связь между МРП и депрессией случайна.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ МРП. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т. д.

Основным фактором, оказывающим влияние на формирование АСПО, является изменение температуры. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации парафина происходит перенасыщение раствора и появляются первые кристаллы парафина. Кроме того, при снижении давления ниже давления насыщения, происходит выделение свободного газа, вследствие этого увеличивается концентрация асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти, что также приводит к появлению кристаллов парафина. На интенсивность формирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводнённость скважины.

Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего диаметра, при этом за счет увеличения скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потока.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применяться различные методы: промывки скважины растворителями (например, дистиллятом, реагентом СНПХ-7870, производства ОАО «Нефтепромхим»); ввод в продукцию скважины ингибиторов парафиноотложений (диспергаторов); подогрев продукции скважины стационарными электронагревателями или периодический прогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных устройств; периодическая механическая очистка НКТ специальным скребком с применением геофизического подъемника, например скребком-протяжкой.

Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.

Перспективным средством защиты от отложения солей в ЭЦН является применение рабочих колёс электроцентробежных насосов из угленаполненного полиамида, которые имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает гидродинамические характеристики насоса.

На промыслах ОАО «Татнефть» основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкредол, СНПХ-5301 путём обработки призабойной зоны скважины.

Эксплуатация скважин в условиях повышенного выноса механических примесей

В современных конструкциях применяются более износостойкие материалы: осевые опоры изготавливают из карбида кремния, силицированного графита или твердого сплава; радиальные подшипники из абразивностойкого материала «КАРСТ».

Наряду с применением насосов в износостойком исполнении, необходимо принимать возможные меры по снижению выноса песка в скважину. Это известные технологии укрепления призабойной зоны пласта, применение противопесочных забойных фильтров (например типа ФПП-146/168, выпускаемого ДОАО Машиностроительный завод «Нефтемаш», п. Черноморский, Краснодарского края), а в случаях неоднородного по прочности (по толщине) пласта - разработанную в ТатНИПИнефть технологию вскрытия слабосцементированного неоднородного пласта (РД 39-147585-004-86).

Выполняем построение кривой распределения давления с целью выбора оптимального значения давления у приема насоса.

Дата добавления: 2020-12-12; просмотров: 81; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!