Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65

Статья опубликована в рамках: LXIV Международной научно-практической конференции «Инновации в науке» (Россия, г. Новосибирск, 28 декабря 2016 г.)

Наука: Технические науки

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции часть 1, Сборник статей конференции часть 2

Библиографическое описание:
Стрекалов А.В., Гаджиева В.Г. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ФОРСИРОВАННЫХ ОТБОРОВ ЖИДКОСТИ ИЗ ПЛАСТА АС10 САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЛЕМПИНСКОЙ ПЛОЩАДИ // Инновации в науке: сб. ст. по матер. LXIV междунар. науч.-практ. конф. № 12(61). Часть II. – Новосибирск: СибАК, 2016. – С. 57-61.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ФОРСИРОВАННЫХ ОТБОРОВ ЖИДКОСТИ ИЗ ПЛАСТА АС10 САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЛЕМПИНСКОЙ ПЛОЩАДИ

Стрекалов Александр Владимирович

студент 3 курса, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет,

РФ, гТюмень

Гаджиева Виолетта Гришевна

студент 3 курса, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений,

Тюменский индустриальный университет,

РФ, гТюмень

ANALYSIS OF THE RESULTS OF THE FORCED EXTRACTION OF FLUID FROM THE RESERVOIR АС10 SALYM FIELD LENINSKOY SQUARE

Aleksandr Strekalov

doctor of technical Sciences, Professor of the Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

Violetta Hajiyev

3rd year student, Department of development and exploitation of oil and gas fields, Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

 

АННОТАЦИЯ

В статье рассматриваются анализы работ, которые показывают, что потенциальные возможности скважин имеются, но за счет отсутствия текущей и накопленной компенсации по некоторым блокам месторождения, не происходит достаточной поддержки со стороны ППД, чем мы объясняем падения дебитов после проведения мероприятия некоторых скважин (при отсутствии других субъективных факторов).

ABSTRACT

In article analyses of works which show that potential opportunities of wells are available, but due to lack of the current and cumulative compensation on some blocks of the field are considered, there is no sufficient support from PPD, than we explain falls of outputs after holding an action of some wells (in the absence of other subjective factors).

 

Ключевые слова: газосодержание; дебит; мехпримесь.

Keywords: gas content; output; mekhprimes.

 

Эксперимент по программе интенсификации был начат в 2002 году. В результате эксперимента были спущены (для сравнения) УЭЦН отечественного производства и фирмы REDA, причем интервал спуска составлял 1700–2200 метров. В результате был получен прирост, выраженный в дополнительно добытой нефти, но прогнозные показатели достигнуты не были.

В данной работе приведен анализ результатов проведения интенсификации добычи по программе ТОР-20.

Суть программы заключается в следующем:

  • создание высокой депрессии на продуктивный пласт путем снижения Рзаб за счет увеличения глубины спуска ЭЦН;
  • вовлечение в работу неработающих участков и целиков нефти за счет эксплуатации скважин при высокой депрессии;
  • получение дополнительного прироста добычи нефти без дополнительных инвестиций.

Для интерпретации данных рассмотрены скважины, работы по которым выполнены в течении 2009–2010 года.

Согласно программы интенсификации ТОР-20 в течении 2009 года были проведены ремонты ПРС для оптимизации работы ЭЦН по 9 скважинам Салымского месторождения, в том числе 5 ремонтов на скважинах пласта АС10. В результате проведения этой программы были увеличен отбор нефти за счет спуска в скважины высокопроизводительных установок.

В таб. 1, характеризующей выполнение программы ТОР-20 по Салымскому месторождению, видно, что в результате проведения оптимизации режимов работы УЭЦН, были увеличены типоразмеры погружных установок и средняя глубина спуска.

Таблица 1.

Выполнение программы ТОР-20 по Салымскому месторождению

 

скв. 445и

скв. 325

скв. 363

скв. 388

Установка до интенсификации

125–1800

50–1300

DN440-1200

DN440-1200

Установка после интенсификации

160–1850

80–1800

60–1700

50–1700

125(200)–2100

200–1750

Нсп до интенсификации

2180

1710

1900

1920

Нсп после интенсификации

2180

2180

2000

2140

2210

2190

 

 

По графикам видно, что с течением времени наблюдается снижение дебита,

который можно объяснить следующими причинами:

  • полученный дебит является мгновенным и обусловлен накоплением пластовой энергии в призабойной зоне скважины за время ее ремонта;
  • отложение СаСО3, которое можно связать с выделением СО2 на приеме насоса.
  • в случае значительного выноса мехпримесей (порода, пропант) обладающими высокими абразивными свойствами (количество, твердость, размер, форма, растворимость) приводит к значительному износу рабочих органов центробежного насоса.

Произведён расчёт теоретического дополнительного прироста, который составил 17088 м3 жидкости. В табл. 2–4 показаны данные по работе скважин до и после проведения интенсификации, время работы скважин в году, а также количество времени на проведение ремонтов из-за отказов оборудования.

Таблица 2.

Показатели скважины 445 до и после проведения интенсификации

Скважина 445

 

2009 год

2010 год

Количество дней работы после интенсификации

231

346

Количество дней простоев после интенсификации по причине отказов

37

20

Средний дебит до интенсификации

133,7

133,7

Средний дебит после интенсификации

151

133,5

Чистый прирост

3996,3

-69,2

 

 

Таблица 3.

Показатели скважины 363 до и после проведения интенсификации

Скважина 363

 

2009 год

2010 год

Количество дней работы после интенсификации

18

329

Количество дней простоев после интенсификации по причине отказов

0

36

Средний дебит до интенсификации

36

36

Средний дебит после интенсификации

63

26

Чистый прирост

486

-3290

 

 

Таблица 4.

Показатели скважины 325(1) до и после проведения интенсификации

Скважина 325 (1)

 

2009 год

2010 год

Количество дней работы после интенсификации

42

 

Количество дней простоев после интенсификации по причине отказов

0

 

Средний дебит до интенсификации

65

 

Средний дебит после интенсификации

94

 

Чистый прирост

1218

 

 

 

Анализ таблиц показывает, что рассчитанные потенциальные дебиты с достаточной степенью точности совпадают с полученными приростами и также что произошло снижение динамических уровней.

Наблюдается фактический дополнительный прирост за период январь 2009 – декабрь 2010 гг.

Анализ графиков построенных на основе данных замеров дебитов скважин на АГЗУ (рис. 3.3, рис. 3.4) показывает, что дальнейшее поведение работы ЭЦН после интенсификации можно рассмотреть в трех вариантах:

  1. дебит с течением времени не изменяется (скв. 445и);
  2. дебит с течением времени уменьшается (скв. 325);
  3. дебит с течением времени уменьшается значительно (скв. 388).

В скважине № 363 до интенсификации был спущен насос DN-440 его наработка до ГТМ составила 925 суток. По программе интенсификации был спущен насос ЭЦН-60-1850, в процессе вывода скважины на режим произошел отказ по причине R-0, затем был спущен насос ЭЦН-50-2100 но по причине негерметичности лифта НКТ он был поднят. После спуска насоса ЭЦН-60-1700 его МРП составил 27 суток. За 2010 год было проведено 2 ремонта, первый по причине R-0 МРП составил 50 суток, после него произвели спуск ЭЦН-50-1550 на глубину 1940 м. Второй ремонт произошел по причине заклинивания МРП-105 суток.

В скважине № 325 в течении 2009 года было проведено 2 ремонта по программе интенсификации. До интенсификации был спущен насос ЭЦН-50-1300, наработка составила 722 суток. После первого ремонта был спущен насос ЭЦН-80-1800 спустя 42 суток был проведен второй ремонт в результате которого был спущен ЭЦН-125 (200)-2210. В течении 2009 года после ГТМ было проведено 3 ремонта. Первый отказ после интенсификации произошел через 27 суток, следующий ремонт был проведен спустя 110 суток и третий через 75 суток. Все ремонты по причине R-0. В течении 2010 года произошло 3 отказа с наработками соответственно 96, 63 и 70 суток. Все по причине R-0.

Нужно отметить, что данный вид геолого-технического мероприятия планировался с незначительным снижением межремонтного периода ЭЦН.

Но из вышеприведенных данных можно сделать вывод что средний период наработки до отказа после интенсификации составляет порядка одного месяца. Также видно, что количество ремонтов после интенсификации значительно увеличивается и то что основной причиной отказов является отсутствие сопротивления изоляции кабеля.

 

Список литературы:

  1. Марс Хасанов (д. т. н., директор по науке Московского технологического центра), Ринат Хабибуллин (ведущий специалист «Центра анализа и прогнозирования ЭП» ЗАО «ЮКОС ЭП»). Анализ неопределенности при дизайне гидравлического разрыва пласта. /Научно-технический вестник ЮКОС – 2004 г. – № 9 – С. 34–36.
  2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989 г. – 245 с.: ил.
  3. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998–2005 гг. Материалы конференции – г. Ноябрьск, 1–4 декабря 1997 г. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998 г. – 412 с.
  4. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Материалы совещания г. Альметьевск. – сентябрь, 1995 г. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996 г. – 588 с.
  5. Шемин А.П. Теория и практика применения ГРП. ТПУ, 2001 г. – 126 с.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом