Анализ показателей разработки

Месторождения

Муравленковское месторождение находится на третьей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводненности.

Основными объектами разработки являются пласты БС-11 и 1БС-10, разрабатываемые раздельными сетками скважин. По объектам 2БС-10 и БС-12 получены незначительные притоки. Разработка объекта 2БС-10 ведется отдельными скважинами сеток 1БС-10 и БС-11.

По обоим объектам реализуется блочная система заводнения, система разработки по верхнему пласту – трехрядная, по нижнему – пятирядная.

Залежи нефти БС-10 и БС-11 на Муравленковском месторождении разрабатываются с применением внутриконтурного заводнения, как промышленного метода поддержания пластового давления. В качестве вытесняющего агента используются вода, пресная и подтоварная.

Динамика основных показателей разработки показана на рисунке 2.1, 2.2

Пласт разбурен в чисто нефтяной зоне, более слабо разбурена водонефтяная зона. Разработка пласта БС-11 осуществляется при перекомпенсации и пластовом давлении превышающем начальное по отдельным блокам. Выработка запасов происходит неравномерно.

По объекту реализуется пятирядная система с уплотнением в стягивающем ряду и между первым и стягивающим рядами, плотность сетки 14,4 га/скв.

Бурение уплотняющих скважин позволило увеличить темп отбора.

Динамика изменения пластового давления по пласту БС-11 показана на (рисунке 2.3).

Рисунок 2.1 – Динамика изменения показателей разработки

Муравленковского месторождения

 

Рисунок 2.2 – Динамика изменения показателей разработки

Муравленковского месторождения

 

С начала разработки из залежи добыто 67300,8 тыс. т нефти, что составляет 76,1 % от НИЗ и 40593,545 тыс. т воды, накопленный водо-нефтяной фактор составил 0,603 т/т, в пласт закачано 139454,6 тыс. м³, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой составила 104,7 %.

Залежь пласта 1БС-10 содержит 8,3 % от начальных извлекаемых запасов Муравленковского месторождения, является верхним объектом разработки и имеет значительно худшие показатели разработки, что связано с худшими емкостно-фильтрационными свойствами пласта, с неформированностью системы воздействия, дефицитом компенсации отбора закачкой, падением пластового давления в зоне отбора. Разработка пласта характеризуется отсутствием стабильной добычи нефти и отбором больших объемов воды.

Рисунок 2.3 – Динамика изменения пластового давления по пласту БС-11 Муравленковского месторождения

 

По объекту реализуется трехрядная система разработки с расстоянием между скважинами 500´433 м.

Динамика изменения пластового давления показана на рисунке 2.4

С начала разработки из залежи добыто 6091,5 тыс. т нефти, что составляет 76,4 % от НИЗ и 7597,620 тыс. т воды, накопленный водо-нефтяной фактор составил 0,1,247 т/т, в пласт закачано 10531 тыс. м³, накопленная компесация отборов жидкости закачкой составила 67,3 %.

В 2006 году произошло 601 отказ скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Распределение отказов приведено в таблице 2.1 Основная причина отказов скважин с УЭЦН засорение, износ рабочих органов. Из-за износа ЭЦН механическими примесями происходит интенсивный износ рабочих органов (вала, направляющих, рабочих колес, подшипников) и как следствие усиливается вибрация.

Рисунок 2.4–Динамика изменения пластового давления по пласту

1БС-10 Муравленковского месторождения

 

Таблица 2.1–Распределение отказов УЭЦН по укрупненным причинам по филиалу “Муравленковскнефть” за 2006 год

Причины отказа	Количество скважин
Срыв подачи
R = 0
Заклинивание вала
Негерметичность НКТ
Полеты УЭЦН, шт.
Всего
МРП УЭЦН, сут.
Наработка на отказ УЭЦН, сут.

 

В результате чего происходит попадание воды в погружной электродвигатель (ПЭД), УЭЦН эксплуатируется не в режиме, в результате чего не редки случаи оплавления удлинителя.

На основе анализа отказов по годам отмечается тенденция увеличения выноса механических примесей.

Большая часть отказов произошли в результате выноса механических примесей с пласта. На интенсивность выноса песка из скважины существенное влияние оказывает процесс первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, степень его загрязнения фильтратом бурового раствора, качество цементного камня за колонной, способ перфорации, обводнение продукции скважин, взаимодействие цемента, скрепляющего частицы песка породы с водой ведет к существенному снижению его прочности, высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение пласта, применение растворов ПАВ для повышения отмывающей способности жидкости способствует снижению прочности пород и, как следствие, пескопроявлению, высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.

Анализ динамики изменения содержания мех примесей показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса механических примесей.

Очень высокие значения механических примесей (более 1000 мг/л) характерны для процесса пуска скважины после текущего или капитального ремонта, что свидетельствует о том, что забой скважины плохо очищен или эта “грязь” привнесенная.

Кратковременное повышение содержания механических примесей может наблюдаться в любой скважине и носит случайный характер. Однако такой кратковременный всплеск концентрации механических примесей, как правило, негативно влияет на работу УЭЦН, сокращая наработку на отказ.

Общим во всех случаях является то, что высокое содержание механических примесей отмечается для:

- периода запуска УЭЦН и вывод на режим;

- любых, даже кратковременных остановках, например при отключениях электроэнергии;

- скважин с нестабильным режимом эксплуатации, в основном это скважины с низкими динамическими уровнями (менее 1000 метров) и с низкой обводненностью продукции. На этих скважинах нестабильный приток из пласта объясняется разгазированием нефти в скважине, вследствие чего меняется режим откачки продукции. При изменениях динамических уровней и соответственно забойных давлений в работу включаются низкопродуктивные пропластки, ранее простаивающие.

Отказы, связанные с агрессивной средой в добываемой продукции принесли 5 % отказов узлов УЭЦН и НКТ.

Здесь все отказы связаны с коррозией. Коррозия является электрохимическим процессом. Добываемая среда в данном случае является электролитом, а скважинное оборудование УЭЦН, НКТ, кабель – анодом. В результате разницы потенциалов отдельных материалов протекает ток, пропорциональный износу анода.

Различают несколько видов коррозии:

- коррозия, вызванная СО₂. Растворенный в воде СО₂ образует углекислоту (Н₂СО₃), приводящую к образованию углекислого железа. Корродированный металл отслаивается, и появляются углубления;

- коррозия, вызванная сероводородом. Растворенный в воде H₂S образует черные осаждения сернистого железа (FeS). С FeS сталь детанодную реакцию, в результате чего коррозия прогрессирует под осаждениями и пленками;

- коррозия, вызванная хлоридами;

- кислородная коррозия.

Единственным способом сократить количество отказов – применять в скважинах коррозионно-стойкое оборудование.

Следующие виды отказов организационно-технологические – это:

- брак ЭПУ;

- мехповреждение;

- бесконтрольная эксплуатация. Отказы по бесконтрольной эксплуатации классифицированы на:

а) отсутствие контроля;

б) некачественный подбор. Основная часть отказов связана с тем, что во время ГТМ (КРС) по скважинам не проводятся в должной мере исследования с целью установления потенциала скважины в должной мере исследования с целью установления потенциала скважины и вскрытого в ней продуктивного пласта. Нередко, геологическими службами предприятия принимаются ошибочные решения по спуску того или иного типоразмера УЭЦН, что влечет за собой отказ оборудования;

в) некачественный вывод на режим.

По филиалу “Муравленковскнефть” в 2006 году произошло 13 случаев “полетов” подземного оборудования на скважинах, оборудованных УЭЦН.

Классифицируя полеты по месту обрыва, выделено три основные группы расчленения:

а) обрыв по шпилькам и НКТ;

б) отворот шпилек и НКТ;

в) слом по корпусу УЭЦН.

Большая часть полетов происходит в результате расчленения во фланцевых соединениях УЭЦН. Здесь следует выделить обрывы по шпилькам между секциями насосов. Основная причина расчленения по крепежным узлам УЭЦН – высокая степень вибрации установки из-за износа или засорения рабочих органов насоса механическими примесями. Это подтверждается ревизией поднятых секций насосов. По результатам ревизии видно, что почти по всем случаям полетов, насосы имеют 100 % износ рабочих органов или они засорены песком, окалиной. Большинство насосов имеют радиальный или осевой износ подшипников, что вызывает биение вала.

Основная доля обрывов приходится на нижнюю и верхнюю часть колонны НКТ, соответственно 33 % и 38 %. Причем, большая часть аварий, связанных с НКТ, происходит из-за расчленения в резьбовых соединениях. Виды аварий по НКТ:

- по резьбе НКТ – 15 %, средняя наработка на отказ таких аварий составила 247 суток;

- по резьбе патрубка УЭЦН – 9 %, 503 суток;

- по переводникам – 5 % , 114 суток;

- по подвесному патрубку – 3 %, 135 суток;

- последняя группа аварии – это аварии по причине слома по телу. Эта группа аварий напрямую связана с условиями эксплуатации, основные причины расчленения – коррозия.

Таким образом, на Муравленковском месторождении практически весь фонд скважин, оборудованных УЭЦН обводнен более, чем на 50 %. Большая доля воды в продукции скважин способствует образованию эмульсий, обладающих повышенной вязкостью. Дебит скважин колебаются в широких пределах от 30 до 130 м³/сут., то есть основной объект добычи нефти установками ЭЦН – скважины со средним и большим притоком. Глубины скважин доходящие до 3000 м, большие углы отклонения от вертикали (достигающие

порой 35 °) и наклонно-направленные профили, а также кустовой способ бурения добывающих скважин обуславливают сложность геометрии ствола скважин. Исходя из всего перечисленного следует на Муравленковском месторождении установки ЭЦН эксплуатируются в осложненных геолого-физических условиях.