Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади (стр. 2 из 11)

В целом нефтенасыщенные пласты занимают около 40% площади, которая в свою очередь, почти поровну распределяется между нефтяной и водонефтяной зонами.

Пласт “г” содержит 31,7% извлекаемых запасов горизонта Д1.

Пласт “д “ также имеет площадное распространение. Пласты коллекторы занимают 80,6% площади, из них песчаники 80,4%.

Нефтенасыщенный и нефтеводонасыщенный коллектор вскрыт в скважинах, составляющих 10%, в остальных водонасыщенные коллекторы. Средняя мощность пласта 4,7м, средняя пористость песчаников 20,1%, алевролитов 15,0%, средняя проницаемость песчаников составляет 0,436мкм².

Пласт “д” содержит 28% извлекаемых запасов горизонта Д1.

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Физико-химические свойства газа.

Состав газа выделенного из нефти при однократном разгазировании определяется на хроматографах типа ЛХМ-8мд, ХРОМ-5,ХРОМ-4 и вирохром.

Таблица 1. Физико-химические свойства воды.

Наименование	Кол. исследуе-мых скв.	Диапазон измерений		Среднее значение
Газосодержание м³/т	0,21-0,38		0,3
Сероводород м³/т	___		___
Обьёмный коэф.	1		1
Вязкость МПа*с	3	1,9576-1,9687		1,9632
Одщая минера-лизация г/л	14	242,8806- 284,3460		274,4662
Плотность (уд.вес) г/см³	14		1,1711-1,1908	1,185
Cl^-	14		131360-177001,2	170879,9
НСО₃^-мг/экв.л	14		40,2- 0,66	не.обн
Содержание ионов Са²⁺ Mg²⁺ K⁺+Na⁺	14 14 14		22205,1-25546,7 1108,03-1274,78 3614-4585,8 297,23-377,05 64502.1-78720.7 2804.44-3428.64	24765,3 1235,79 4045,6 332,7 74771.2 3250.92

Попутный газ богат этаном и пропаном, он содержит: СН-30-40%; СН-20-30%; СН-5-20%; СН-3-5%; высших-0,5-2%; азота и редких-14,2%.

Пластовый газовый фактор в среднем на площади для Девонских отложений составляет 63,94м³/т.

В газовом составе преобладает азот (до 75% по объёму), метана 8,7%, углекислого газа 2,6%.

2.6 Режим залежи

При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды.

Данный режим проявляется если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в её поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода, при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает пополнение жидкости в пласте с отбором из него нефти.

В залежах с водонапорным режимом темп отбора нефти является основным показателем определяющим изменение пластового давления.

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление постоянно, либо медленно снижается, однако в течении всего периода разработки залежи оно выше давления насыщения. Поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени.

Под действием напора краевых и подошвенных вод происходит постепенное перемещение контура нефтеносности и обводнение эксплуатационных скважин ведущие к падению добычи нефти.

Водонапорный режим является самым эффективным из всех остальных. Для него характерен очень высокий коэффициент нефтеотдачи, иногда до 0,9. Такая нефтеотдача достигается при оптимальных темпах отбора.

2.7 Конструкция скважин

На залежи применяется следующая схема бурения:

1. Под направление скважина бурится на воде.

2. Под кондуктор бурится турбобуром на воде.

3. Под НКТ из-под кондуктора до глубины 900-1000м и бурится на воде.

4. С глубины 900-1000м до перехода на глинистый раствор бурится винтовым забойным двигателем на воде.

5. Дальнейшее бурение (90-100м) до проектной глубины ведется ротором на глинистом растворе.

Все скважины имеют одноколонную конструкцию. Направление диаметром 324мм с толщиной стенки 9-10мм спускается на глубину от 30 до 41м. Кондуктор 245мм с толщиной стенки 8-10мм, спускается на глубину от 165 до 32 м. НКТ диаметром 146 и 168мм спускается на глубину от 1669 до 1838м. толщина стенки эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах – 8мм, в добывающих – 7мм; 7 и 8мм, 8 и 9мм, в зависимости от результатов расчета по данным конкретных условий эксплуатации скважин. Для обеспечения нормальных условий бурения, закачивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр. Тампонажный раствор за направлением и кондуктором поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной – как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Осложнения в бурении, заключающиеся в осыпании пород происходит как правило в интервале кыновских глин и приводит к прихвату инструмента. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.

3. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Характеристика эксплутационного фонда скважин

Рис.1. Динамика фонда нефтяных скважин.

Проведенный анализ динамики фонда скважин за последние 4 года показывает (см. гистограмму), что эксплуатационный фонд скважин по НГДУ «ЛН»с 2001 года по 2004 год вырос с 2387 скважин до 2530. При этом происходит уменьшение ввода скважин, оборудованных УЭЦН. Это связано с тем, что по НГДУ ежегодно проводятся геолого-технические мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции. К эти методам относятся закачка в пласты различных изоляционных материалов, таких как НБП, СНПХ9633 и др.

Наряду с снижением обводненности скважин после закачки вышеуказанных реагентов, происходит уменьшение пропускной способности пород. По этой причине производился перевод скважин с ЭЦН на добычу штанговыми насосами. Это и является причиной увеличения фонда скважин, оборудованных УШСН.

Рост бездействующего фонда связано с тем, что до проведения различных мероприятий, не рентабельный фонд скважин останавливается, добыча нефти по этим скважинам временно прекращена.

Таблица 2 Динамика парафинящегося фонда

Наименование	2002г.	2003г.	2004г.
Парафинистый фонд скважин, в том числе ШГН, ЭЦН	657 621 36	682 651 31	250 250 -
Кол-во ремонтов по причине АСПО, в т.ч. ШГН ЭЦН ЭЦН	145 141 4	140 137 . 3	56 53 . 3

По ЦДНиГ-1 часторемонтируемый фонд скважин в 2004г. составил 7 скв., а в 2003г. их было 19 скв., т.е. количество скважин часторемонтируемого фонда уменьшилось в 2,7 раза, что связано с 96% охватом осложненного фонда средствами борьбы с АСПО.

3.2 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УСШН

Многообразие условий эксплуатации обуславливает различные причины отказов оборудования. Большинство отказов связано с действием эксплуатационных факторов. Их можно разделить на три основные группы: Коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение; износ; образование на поверхности оборудования значительных отложений парафинов и солей.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. Они представляют собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с пластовой водой. Наиболее интенсивному разрушению подвержены колонны НКТ.

98 % всех обрывов насосных штанг и НКТ происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения. Значительному износу подвержены уплотнительные поверхности задвижек, используемые в обвязке устья скважин.

Одна из распространенных причин отказов оборудования скважин эксплуатируемых насосным способом — значительные отложения парафина и солей. Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН представлены в таблице 3.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина в НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, что приводит к обрыву штанг или их заклиниванию. Увеличивается также и нагрузка на головку балансира, нарушается его уравновешенность. В связи с уменьшением проходного сечения уменьшается коэффициент подачи, вплоть до полного прекращения подачи вследствие образования пробок.

Таблица 3. Причины подземных ремонтов скважин оборудованных ШСН по НГДУ "ЛН"

Причины ремонта	2000	2001	2002	2003
1	2	3	4	5	6
1	Оптимизация работы скважины	293	324	100	139
2	ППР. Снижение подачи	92	102	146	227
3	Неисправность насоса	12	12	10	8
4	Износ (повреждение) корпуса насоса	4	8	-	20
5	Заклинивание плунжера ШСН	42	29	34	57
6	Износ клапанных узлов ШСН	16	6	9	28
7	Износ колонны НКТ	24	22	23	20
8	Трещина в теле НКТ	57	36	38	25
9	Трещина в муфте НКТ	14	8	7	4
10	Износ резьбы НКТ	12	10	10	13
11	Износ НКТ истиранием	9	6	4	1
12	Отворот штанги	26	17	14	10
13	Обрыв штанги по телу	80	92	75	95
14	Заклинивание зависание штанг	2	39	39	40
15	Износ центраторов	-	9	4	4
16	Наличие водонефтяной эмульсии	12	6	4	8
17	Отложение парафина в насосе	9	25	15	14
18	Отложение парафина на НКТ	118	87	87	83
19	Отлож.солей гипса в насосе, НКТ	26	19	14	52
20	Осыпание стекла	16	22	1	13
21	Отложение прод-в корр. в насосе	9	10	2	8
22	Прочие отлож.на приеме насоса	27	14	14	29
23	Падение на забой оборудования	9	10	-	-
24	Причина не установлена	25	35	17	18
25	Извлечение штанг	63	12	-	15
26	Износ, обрыв полированного штока	37	37	31	20
27	Негерметичность устьевой армат.	77	64	76	62
28	Прочие расхаж и др.б/п	25	39	38	40
29	Итого по ШГН ПРС	1069	837	790	1085
КРС	48	268	219	227
Преждевременные ремонты	303	259	205	293
Кол-во часто ремонтир. скв.	103	118	111	130
Кол-во ремонтов 2 и более	221	267	244	310
Фонд ШГН	1710	1742	1935	1942
МРП	681	715	687	650

Отдельные комки АСПО, попадая под клапаны насоса, могут нарушить их герметичность, что также является одной из причин подземного ремонта.