| ||||||||||||||||||||
|
|
|
Анализ мероприятий по увеличению дебита и приемистости скважин на месторождении Жетыбай
М.Н. Канаев, магистрант кафедры ГНГ Казахского национального технического университета им. К.И. Сатпаева
Аннотация В статье проанализирован анализ мероприятий по увеличению дебита и приемистости скважин на месторождении Жетыбай. Ключевые слова: месторождение Жетыбай, скважина, нефть, дебит, эксплуатация.
Аңдатпа Мақалада дебитті арттыру іс-шаралары мақсатында және Жетыбай кенорнында ұңғыманы пайдалану тәсілі талданған. Tүйінді сөздер: Жетыбай кенорны, ұңғыма, мұнай, дебит, пайдалану.
Annotation In this paper the analysis of measures to increase the rate and injectivity Zhetybai the field. Key words: field Zhetybai, well, oil production rate, operation.
На месторождении Жетыбай выполняется производство - технические и технологические показатели разработки, а также осуществлются производственные планы добычи нефти и газа. На начало текущего года добыто 680 тыс. тонн нефти, что больше по сравнению с прошлым годом на 51,5 тыс. тонн. Подготовка нефти на ЦППН осуществляется путем использовании деэмульгатора Диссолван - 3144, со средним расходом 218 грамм на тонну. Изменение расхода реагента связано с подготовкой нефти на узлах технологических участков. Фактическая закачка воды в пласт составляет 3,7 млн. м3, из них 0,6 млн. м3 сточной. Добыча попутного газа составляет 54,05 млн. м3. Общий фонд скважин по месторождению Жетыбай составляет 2048 скважин, из них: добывающих 1059, нагнетательных 349, контрольных 47, в консервации 75 и ликвидировано 518 скважин. Из 1059 добывающих скважин: 331 - действующие, 726 в бездействие, 2 скважины в освоении. Из нагнетательных 349 скважин: 72 - в эксплуатации, 1 - в освоении, 276 - в бездействии. Из бездействующих скважин с прошлых лет введены в эксплуатацию 57 добывающих скважин при плане 70 скв. По оптимизации режима работ скважин при годовом плане 25 скважин, выполнено 44 скважины. Основным видом осложнений в работе насосов являются осложнения, связанные с влиянием газа. Для предотвращения срыва подачи насоса из-за влияния газа прием насоса оборудован ЯГП и газовыми патрубками. Следует отметить, что в процессе штанговой эксплуатации с обводненностью продукции выше 50% (около 70% скважин месторождения) и любыми дебитами создается структура «нефть в воде», при которой усиливается вредное влияние солей и коррозии, снижаются смазывающие свойства нефти, образуются стойкие эмульсии. Соли, отлагаясь на клапанах насосов, затрудняют доступ жидкости в насос, иногда полностью забивают проходные каналы, что приводит к прекращению подачи, для предотвращения этого увеличена длина хвостовика до 100, 200, 300 метров. Рассаживанием насоса восстановлена работоспособность - в 27 скважинах. Из-за обводненности и образования солеотложения за 12 месяцев 2005 года произведено 952 ремонта на 372-х скважинах, не отработавшие минимальный гарантийный срок 93 сутки. Из них, только в этом году подходили с ремонтом 4 раза к 39 скважинам, 5 раз к 24 скважинам, 6 раз к 18-ти скважинам, 7 раз к 5-ти скважинам, 8 раз к 4-м скважинам, 11 раз к 1-ой скважине, 15 раз к 1-ой скважине 48,6% отказов подземного глубинно-насосного оборудования связано с износом плунжерной пары, а именно из-за недолговечности азотированного покрытия плунжера, они быстро изнашиваются. В этом плане необходимо отметить преимущество применения плунжеров с хромированным покрытием. Большое количество повторных ремонтов 20,2% связано с заклиниванием плунжера насоса. Основной причиной заклинивания является попадание в зазор плунжерной пары механических частиц: песка, крупинок соли, окалины, солевых отложений (из-за высокой обводненности добываемой нефти). 9,3% отказов подземного оборудования связаны с обрывами штанг, обрывы штанг в теле происходят из-за усталостного разрушения металла при работе со знакопеременной нагрузкой. Визуально отбраковать такую штангу невозможно, нужна дефектоскопическая проверка их. 4,6% отказов подземного оборудования (44 скважины), связано с не герметичностью насосно-компрессорных труб. Основная причина негерметичности труб, не все трубы проходят через опрессовку на давление 150-200 атм. В результате многократного без контрольного использования таких труб происходит ослабление и абразивное изнашивание резьбовых соединений. Так за год был произведен дополнительный спуск - подъем НКТ из-за негерметичности на 710 скважинах, на что затрачено 1881 час дополнительного времени. Межремонтный период ШГН скважин в течение года изменяется в пределах от 159 до 132 суток, несмотря на положительный эффект, полученный от проведенных мероприятий. Тем не менее, межремонтный период ШГН значительно больше, чем по сравнению с предыдущим годом из-за сопутствующих факторов: увеличение обводненности продукции скважин, снижение забойных давлений, солее и парафиноотложений интенсивной коррозии подземного оборудования. В целом состояние эксплуатации месторождения Жетыбай можно считать удовлетворительным. Необходимо усилить проведение мероприятий увеличение дебита и приемистости скважин путем проведении целенаправленных методов воздействия на пласт.
1. Уточненный проект разработки месторождения Жетыбай. /Отчет КазНИПИ-нефть, рук. Апакаев Ж. и др., тема 143/81. - Шевченко, 1984. 2. Авторский надзор за разработкой месторождения Жетыбай (уточнение технологических показателей разработки). /Отчет КазНИПИнефть, рук. Кисляков Ю.П., договор 39/89. - Шевченко, 1989. 3. Информационный отчет по «Авторскому надзору за реализацией проекта разработки месторождения Жетыбай» за II, III, IV кв. 1995 г., рук. работ Апакаев Ж. и др., договор 23-94. - Актау, 1995. 4. Изучение текущего состояния разработки месторождения Жетыбай и внедрение технических решений по повышению эффективности. /Отчет КазНИПИнефть, рук. Апакаев Ж., заказ-наряд 83.4496.85. - Шевченко, 1995. 5. Айткулов А.У., Айткулов А.А., Гусманова А. Г. Анализ состояния эксплуатации месторождения Жетыбай. - Алматы, Комплексное использование минерального сырья, 2003, № 4. - С. 81-86.
Доступ к документам и консультации
от ведущих специалистов |