Рассветное месторождение

 

 

Таблица 25 
Анализ подземных ремонтов по скважинам, оборудованным ШГН.

            

	1998г.	1999г.
Смена ШГН  на больший диаметр	3	3
Смена ШГН  на меньший диаметр	2	-
Смена ШГН  на равный диаметр	54	97
Ликвидация  обрыва штанг	80	65
Ликвидация  обрыва полировки	6	8
Планово-предупредительные  работы	55	45
Прочие работы	16	26
Всего ПРС	191	202
Удельная  обрывность	0,59	0,48
Фонд ШГН	135	135

 

 

Таблица 26 
Анализ многоремонтных скважин, оборудованных ШГН.

 

	1998г.	1999г.
Без ремонта	31	39
1 ремонт	41	37
2 ремонта	29	27
3 ремонта	14	13
4 ремонта	9	11
5ремонтов	7	6
6 ремонтов	2	1
7 ремонтов	2	1

 

На скважинах, оборудованных ЭЦН, в 1999г. осложнений не было.            На ВН с поверхностным приводом  в среднем два раза в год проводились планово предупредительные работы -пропарка колонны НКТ и колонны штанг.

За 1999г.на 135 скважинах произведены 202 подземных ремонта (за1998г. на 135 скважинах произведено 191ремонт). Как видно из таблицы ,увеличилось количество ремонтов по смене штанговых глубинных насосов. (В 1998г.-54, в 1999г.-97). Причиной тому послужило то, что ремонт ШГН передан в ”ТЕХНОСЕРВИС“ и бригады ПРС вместо ревизии насосов (смена клапанов, чистка клапанов) на устье скважины стали просто производить замену насосов, а не работающие насосы отправлять ремонт в ”Техносервис“

В целом качество ремонтов ШГН в  мастерской ”Техносервиса“ улучшилось за счет:

1.Подбор плунжерной пары производится по размерам плунжера и корпуса (измеряется микрометром);

2.Смена клапанов и плунжера  производится только в мастерской;

3.Опрессовка плунжерной пары  производится в верхнем и нижнем  положениях плунжера;

4.Специальной комиссией устанавливается причина выхода из строя насосов после каждого преждевременного отказа (меньше одного месяца работы в скважине).

4.4.1. Обрывность.

В 1999 из-за обрыва штанг произведено 65 ремонтов. В 1998г. таких ремонтов было- 80. В целом прослеживается уменьшение количества обрыва штанг. Удельная обрывность снижена до 0,48 в 1999г. против 0,59 в 1998году.

Основные причины обрывов штанг:

1.Большой фонд скважин с отработавшими  свой срок колоннами штанг;

2.Отсутствие восстановительных  работ  б/у штанг;

3.Неравномерная поставка штанг по размерам;

Много обрывов в скважинах с  большой кривизной. Для сравнения  можно привести такой пример: На рассветном месторождении в 91 скважине с кривыми стволами удельная обрывность составила 0,685, а на 33 скважинах с  вертикальными стволами-0,18.Для уменьшения обрывов штанг в скважинах с кривыми стволами нужно шире применять штанги с центраторами

По опыту установлено, что уменьшение числа качаний до 4-х и меньше обрывность сокращается в 3-4 раза.

В НГДУ с 1996г. находятся штанги диаметром 16мм. Они спущены в 13 скважинах за весь период эксплуатации до 1.01.1999г. произошел один обрыв.

Основные направления сокращения обрывности:

1.Соблюдение технологии добычи  нефти (режимы работы скважин,  компоновки штанг)

2. Внедрение тихоходного редуктора  СК

3.Применение штанг с центраторами  в скважинах с большой кривизной.

4.Внедрение 16мм. Штанг;

4.4.2. Многоремонтность.

В 1998г. многоремонтных скважин (3 и  более ремонта) по яснополянскому надгоризонту было 34. На 1.01.1999г. количество многоремонтных скважин несколько сократилось-32.

Причина многоремонтности скважин  в основном одна - АСПО.

Тепловые методы борьбы с АСПО малоэффективны, т.к. обработка скважин с помощью  агрегата 1АДП-4-150 обладает не продолжительным  сроком действия. На Рассветном месторождении  имеется ряд скважин, у которых МОП составляет 7-30 суток. Поэтому если по ряду причин происходит срыв графика обработки (бездорожье, выход из строя агрегата 1АДП-4-150, и т.п.) восстановить работу скважины на заданном режиме можно только с помощью подземного ремонта. А это, как не трудно заметить влияет на показатель многоремонтности, что приводит к дополнительным затратам. Наиболее эффективный метод борьбы с парафиноотложениями -химический.

4.4.3.Химизация.

Для борьбы с парафиноотложениями  в 1997г. начали обработку скважин  ингибитором парафиноотложений СНПХ ИПГ-11 и СНПХ 4501. На Рассветном месторождении внедрено 12 глубинных дозаторов заправленных ингибитором парафиноотложений ИПГ-11. На скважине 153-Р спуск дозатора произвели в декабре 1998 МОП (межочистной период) увеличился с 30 суток до 250. Скважина 164-Р до спуска глубинного дозатора ПГН (промывка горячей нефтью) делали через 7 суток. В начале декабря был спущен глубинный дозатор -скважина работает уже в течение 4-х месяцев. Скважина 182-Р. МОП до спуска дозатора составлял 30суток, после спуска дозатора МОП увеличился до 90 суток. Дебит на этой скважине увеличился с 4 до 8м³/сут. Скважина 187Р. Дозатор спущен в октябре 1999г. При этом произошло увеличение дебита с 6 до10м³/сут., МОП увеличился до 60суток. На скважинах 161-Р,163-Р были установлены устьевые дозаторы для закачки реагента РТ-1. Закачка велась постоянно при дозировке 200г/тн. Нефти. МОП увеличился с30 до120суток.

Из всего выше сказанного можно  сделать вывод, что применение ингибитора ИПГ-11 и РТ-1 на Рассветном месторождении дали положительные результаты, применение этого метода необходимо продолжать.

 

4.5. Технологический анализ  работ  
по воздействию на ПЗП, выполненных в 1996-1997гг.

В 1998-1999гг. На Рассветном месторождении  было проведено 36 мероприятий по воздействию на ПЗП, в том числе и капитальному ремонту скважин. В 1998г.-9, в 1999г.-27.

Данные по видам работ приведены  в табл. 27   и табл. 28   .

 

Таблица 27 
Капитальные ремонты скважин Яснополянского надгоризонта Рассветного месторождения в 1998г.

 

Виды ремонта	Количество	% от общего  объёма
Добывающие скважины
1.Изоляционные работы по увеличению  добычи  нефти	2	22,3
2.Изоляционные работы по охране  недр (физическая ликвидация)	0	0
3.Ликвидация осложнений	0	0
4.Ввод новых скважин	5	55,5
5.Обработка призабойной зоны	0	0
Всего по добывающим скважинам	7	77,8
Нагнетательные скважины
1.Ввод новых скважин	0	0
2.Восстановление приемистости	1	11,1
3.Выравнивание профиля приёмистости	1	11,1
4.Изоляционные работы по охране  недр (физическая ликвидация)	0 0	0
5.Ликвидация осложнений	0	0
Всего по нагнетательным скважинам	2	22,2
Всего по залежи	9	100

 

Таблица 28 
Капитальные ремонты скважин Яснополянского надгоризонта Рассветного месторождения в 1999г.

 

.

Виды ремонта
Добывающие скважины	Количество	% от общего объёма
1. .Изоляционные работы  по увеличению добычи нефти	0	0
2. Изоляционные работы  по охране недр (физическая ликвидация)	0	0
3. Ликвидация осложнений	2	7,5
4. Ввод новых скважин	0	0
5. Обработка призабойной  зоны	20	74
Всего по добывающим скважинам	22	81,5
Нагнетательные скважины
1. Ввод новых скважин	0	0
2. Восстановление приёмистости	1	3,7
3. Выравнивание профиля  приёмистости	3	11,1
4.Изоляционные работы  по охране недр (физическая ликвидация)	0	0
5. Ликвидация осложнений	1	3,7
Всего по нагнетательным скважинам	5	18,5
Всего по месторождению	27	100

 

Среди капитальных ремонтов на добывающих скважинах в1998г. большую долю занимает ввод новых скважин 55,5% от общего объема. На втором месте - И.Р. по увеличению добычи нефти -22,3%. По нагнетательным скважинам - проведено два ремонта по восстановлению приемистости и выравниванию профиля приемистости (22,2%).

В 1999г. ситуация несколько изменилась. Капитальных ремонтов по добывающим и нагнетательным скважинам выполнено в 3 раза больше (9 в 1998г. и 27 в 1999г.). Увеличение числа капитальных ремонтов объясняется стабилизацией финансового положения в ОАО ~ЛУКОЙЛ -Пермнефть} и в целом по НК ~ЛУКОЙЛ}. Внедрены новые технологии по обработке призабойной зоны пласта (ТБО,ЛГРП) на добывающих скважинах и технология на основе глинометасиликата натрия

Метод локального гидроразрыва пласта (ЛГПР) опробован на 6 скважинах. В  результате проделанных работ дополнительно добыто более 4 тыс.тн. нефти, а % обводненности снизился на 7-30%. Увеличение дебита во всех скважинах от 3 до10 т/сут. Однако метод достаточно дорогой и требует тщательного подбора скважин.

Для ограничения приемистости нагнетательных скважин на месторождении впервые в НГДУ испытана закачка жидкого стекла (метасиликата натрия), результаты находятся на стадии оценки.

До недавнего времени проводились  обычные солянокислотные обработки, но в связи довольно низкой эффективности  в настоящее время они сведены до минимума.

Для поддержания добычи на постоянном уровне и лучшей ~отмывки} нефти следует продолжать проведение мероприятий по улучшению состояния призабойной зоны добывающих скважин и по оптимизации системы ППД (выравнивание профилей приемистости, ликвидации заколонных перетоков, восстановление приемистости и т. д.).

 

 

Раздел 5. Система сбора  и подготовки нефти

5.1. Общая характеристика системы  сбора и первичной 
подготовки нефти Рассветного месторождения

 

Принципиальная схема сбора  нефти на Рассветном месторождении (рис. 5)

Добыча нефти на Рассветном месторождении  осуществляется механическим способом по однотрубной системе.

Продукция скважин под давлением, создаваемым глубинными насосами по выкидным нефтепроводам  подается на групповые замерные установки типа «Спутник», где происходит периодическое измерение дебита жидкости. С ГЗУ газо-водонефтяная смесь по нефтегазосборному трубопроводу поступает на сепарационную установку, где происходит первая ступень сепарации и далее на установку предварительного сброса воды (УПСВ).

Назначение и краткая характеристика каждого из вышеперечисленных объектов приведена ниже.

Выкидные линии скважин:

Согласно расчетам, проведенным  институтом ПермНИПИнефть, диаметр  выкидных линий принят 114х4,5 мм. Общая протяженность выкидных линий по Рассветному месторождению составляет 140000 м. Трубы в основном стальные. Объем перекачиваемой жидкости по каждой индивидуальной скважине колеблется от 1 м3 (скв.202) до 129 м3 (скв.212).

Рабочее давление выкидных нефтепроводов колеблется от 0,5 МПа до 2,2 МПа. Все выкидные нефтепровода заложены на глубину промерзания грунта (не < 1,2 м). Защита от внешней коррозии осуществляется путем нанесения битумной изоляции. Протяженность выкидных линий колеблется от 20 м (участок от скв 584 до ГЗУ-739С) до 1150 м (участок от скв 557 до ГЗУ-760С).

Групповые замерные установки:

Предназначены для измерения дебитов  нефти, газа и воды нефтяных скважин в системах группового сбора, в которых продукция каждой скважины направляется на групповую установку по одному трубопроводу (выкидной линии).

На Рассветном месторождении применяются, в основном, групповые замерные установки типа «Спутник-А-40-14-400»

Блочные автоматизированные замерные установки «Спутник-А» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, а также для блокировки скважин при возникновении аварийных ситуаций.