Iv эксплуатация скважин
1. Фонтанная эксплуатация скважин.
Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.
На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.
На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта- 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230. Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 год ниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации - 0,84 и 0,85.
Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 2.2. Как видно наибольшее количество скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов - XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения. Отработано по ним 1824 скважин-объектов(1440д+424н) при общем количестве по месторождению- 2325. С учетом же VI, IX горизонтов, введенных в эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин. Отработано по ним 2188 скважин-объектов или 94% от общего их количества.
Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении характеризуется достаточно большим количеством скважин , используемых как возвратные на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном добывающем фонде 1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважин-объектов. Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей степени, и по нагнетательному фонду: пробурено ( с учетом отработки на нефть ) 460, использовано - 498 скважин-объектов. Как видно многопластовый характер строения месторождения благоприятствует эффективному использованию существенного фонда.
Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах26(VIII) - 82(XI)%.
Половина нагнетательного фонда месторождения 249 скважин-переведены из добывающего фонда, то есть, отработано в качестве временно-добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.
Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов . Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам является закономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.
Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:
1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие выработанности запасов;
2.фонд скважин, выбывших вследствие ликвидации.
Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда(80% или 610 скважин-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30 а ликвидированных 70%.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.
Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда107, из нагнетательного - 93 .Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс. т. нефти или47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам , ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс. т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1.Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.
Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.
Анализ показал также, что активная интенсивность выбытия скважин характерно также и малодебитному добывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживания низко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые аварии, проведение подземных и капитальных ремонтов).
Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважин дебитами динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на 1.1.96 год.
Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин -довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.
Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.
Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем фонде). Это явление-наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для месторождения.
2. Газлифтная эксплуатация скважин.
Одним из основных параметров, определяющих физико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание. Газосодержание - это максимальное содержание газа, которое выделяется из пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении термобарических условий от пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325 МПа). Разгазирование пластовой нефти путем последовательного снижения давления насыщения и периодического отвода газа из пластовой системы (дифференциальное разгазирование) приводит к неполному выделению газа из нефти . Газосодержание при этом получается больше, чем при однократном разгазировании. Это связано с те, что в первую очередь из нефти выделяются более легкие углеводородные компоненты, а растворимость оставшегося более жирного газа и нефти соответственно увеличивается. Таким образом ,характер разгазирования и объем выделяющегося при этом газа определяются химическим составом пластовой системы и условиями разгазирования. Количество газа, выделяющегося из пластовой нефти при ступенчатой сепарации, как правило, 10-15% ниже, чем при однократном разгазировании.
Были рассчитаны рабочие газовые факторы. В расчетах учтены число ступеней сепарации и термобарические условия на них, соответствующие фактическим на месторождении Жетыбай. Результаты расчета по состоянию на 01,01,95 год приведены в таблице5.0.
Как видим из таблицы, газовые факторы по горизонтам существенно разнятся . Поэтому совершенно недопустимо при расчете объема добываемого газа для всех горизонтов пользоваться средним газовым фактором.
3. Глубинно-насосная эксплуатация скважин.
При глубинно-насосной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
При насосных способах эксплуатации диаметр НКТ задается в зависимости от дебита, а при выборе типоразмера насоса и режима его работы производится совмещение характеристик насосов, перечитанный на условия в скважине, и "условной характеристики скважины", являющейся зависимостью напора в данной скважине от дебита [159].
В условиях эксплуатации месторождений с поддержанием пластового давления насыщенная газом нефть поступает на забой скважины при пластовой температуре Тп и забойном давлении р3 как правило большем давления насыщения рн.
Другие факторы оказывают гораздо меньшее влияние при газлифтной эксплуатации, чем при насосных способах, а высокие пластовое давление и температура даже повышают эффективность газлифта.
Эти расчеты проводят не только при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации, но и в глубинно-насосных скважинах, где на определенном интервале от выкида насоса до устья и от забоя скважины до приема насоса движется смесь жидкости и газа.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто. Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846-74фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.
На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.
Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один на буфере (вверх ее), второй -на отводе крестовика трубной головки( для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяются различные.
4. Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами.
Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется эксплуатация скважин бесштанговыми насосами.
Условия эксплуатация скважин бесштанговыми насосами.
Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным, для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, то есть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.
Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:
Рс = Рг+Ртр+ Ру; где
Рс - давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование.
Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.
5. Охрана труда, техника безопасности, противопожарные мероприятия и гражданская оборона при эксплуатации скважин. Охрана окружающей среды.
Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин включает:
защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ресурсов;
защиту земной поверхности (педо-, гидро- и биосферу) и воздушного бассейна от негативного влияния техногенных факторов при бурении и разработке нефтегазовых месторождений.
Охрана недр - это совокупность мероприятий по наиболее полному извлечению полезного ископаемого или максимально возможному сокращению его потерь, наиболее рациональному использованию минеральных ресурсов, исключающих неоправданные потери минерального сырья и топлива, а также отрицательные воздействия на природу.
Охрана земной поверхности и воздушного бассейна - это совокупность правовых, организационных, экономических и инженерных мероприятий по исключению загрязнения объектов гидро-, лито- и биосферы материалами, химреагентами, технологическими жидкостями, используемыми при ведении буровых работ, образующимися отходами, а также физико-механического воздействия на компоненты природной среды, приводящего к нарушению нормального функционирования экосистем.