Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин

В работе приведено описание особенности геологического строения месторождения. Представлена динамика основных показателей разработки, на основе промысловых данных проанализированы причины выхода в ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, основными из которых являются снижение сопротивления изоляции, снижение или отсутствие подачи, заклинивания УЭЦН и снижение производительности УЭЦН. Проведен анализ эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях. А также рассмотрены технологические режимы работы скважин и выявлены основные факторы, ухудшающие их работу в осложненных условиях.

Введение……………………………………………………………………………………………….. 10
Обозначения и сокращения ……………………………………………………………………. 12
1 Современные подходы к эксплуатации скважин на нефтедобывающих
предприятиях ………………………………………………………………………………………… 13
1.1 Факторы, влияющие на эффективность деятельности нефтегазового
предприятия ………………………………………………………………………………………….. 13
1.2 Организационно-технические особенности эксплуатации скважин на
нефтяных месторождениях ……………………………………………………………………. 17
1.3 Осложнение скважин механическими примесями …………………………….. 26
1.4 Метод кратковременной эксплуатации скважин ……………………………….. 32
2 Оценка эффективности эксплуатации скважин на крапивинском
месторождении ……………………………………………………………………………………… 36
2.1 Краткая характеристика Крапивинского месторождения ………………….. 36
2.2 Методика оценки эффективности эксплуатации скважин на
Крапивинском месторождении ………………………………………………………………. 43
2.3 Свойства пласта и пластовых флюидов…………………………………………….. 48
2.4 Анализ причин отказов УЭЦН за 2016 год ………………………………………. 58
3 Повышение эффективности эксплуатации скважин на крапивинском
месторождении ……………………………………………………………………………………… 67
3.1 Рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с
применением УЭЦН ……………………………………………………………………………… 67
3.2 Анализ экономического эффекта при борьбе с мехпримесями ………….. 70
3.3 Анализ экономического эффекта при внедрении кратковременной
эксплуатации скважин …………………………………………………………………………… 78
3.4 Технические средства для повышения эффективности эксплуатации
скважин ………………………………………………………………………………………………… 80
4 Социальная ответственность ………………………………………………………………. 89
4.1 Анализ вредных и опасных факторов, которые может создать объект
исследования ………………………………………………………………………………………… 90
4.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду ……………………….. 101
4.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях ……………………………………….. 103
4.4 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности …. 104
Заключение …………………………………………………………………………………………. 106
Список используемых источников ……………………………………………………….. 108
Приложение А Виды противопесочных фильтров ………………………………… 111

Проанализировав эксплуатацию скважин, оборудованных УЭЦН на
Крапивинском месторождении за 2016 год, сделан вывод что для ЦДНГ-10
эксплуатация скважин в режиме КЭС является единственным эффективным
способом для эксплуатации мало- и среднедебитовых скважин, а постоянный
мониторинг с помощь ТМС и программного комплекса SEMAC позволяет
эффективно рассчитать и установить оптимальный режим работы скважины.
Проведѐнный анализ осложненного фонда скважин наглядно
демонстрирует основные причины отказов: вынос механических примесей и
проппанта из пласта, недостаточный приток нефтесодержащей жидкости из
пласта, высокая коррозийная активность (связано с обводнением фонда
скважин за последние годы эксплуатации), солеотложение.
1) Обязательно выполнение работ по очистке забоя скважины, его
нормализации до искусственного забоя.
2) В скважины с наружным диаметром эксплуатационной колоны
более 146мм необходимо спускать ПЭД, оборудованный кожухом, для
обеспечения минимального дебита для охлаждения ПЭД.
3) Обязательно использование различного дополнительного
оборудования для улавливания проппанта и механических примесей, тем
самым исключения попадания в рабочие органы установки во избежание
заклинивания УЭЦН.
4) Необходим спуск УЭЦН, ПЭД и ГЗ в монельном исполнении, и
подвески лифта НКТ в КСИ.
5) Необходимо производить доливы ингибитора от солеотложения,
после монтажа УЭЦН. Обработка ингибитором осложненных скважин,
должна производится не реже чем 1/14дней либо 1/28 дней.
6) Во избежание ошибок в процессе подбора необходимого комплекта
погружного оборудования, ключевым моментом является анализ
информации по состоянию скважины и ПЗП, ожидаемый дебит и актуальное
пластовое давление на момент подбора комплекта.
Внедрение в производство предлагаемых мероприятий, направленных
на сокращение преждевременных отказов, увеличения МРП и СНО,
достижение минимальных показателей часто ремонтируемого фонда (ЧРФ),
позволяет увеличить объѐм добычи нефти до максимально высоких
показателей Крапивинского месторождения.

1.И.И.Кагарманов «Техника и технология добычи нефти», Томск.
2005.-176с.
2.Справочник инженера по добыче нефти. ООО «Печатник» 2002.-
279с
3.ШуровВ.А.‖Техникаитехнологиядобычинефти»
М.Недра,1983.-267с
4.Лысенко В.Д. ‖Разработка нефтяных месторождений. Теория и
практика‖ М.Недра, 1996.-93с
5.БойкоВ.С.―Разработкаиэксплуатациянефтяных
месторождений‖ М.Недра,1990г.
6.Ш.К. Гиматудинова, Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров
идр. ―Добыча нефти и газа‖. М.Недра,1983г.
7.Проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения.
«ТомскНИПИнефть».
8.Хеманта Мукерджи «Производительность скважин», Москва.
2001.-183с.
9.ТехнологическиережимыработыскважинКрапивинского
месторождения.
10. В.Н.Ивановский, С.С.Пекин, А.А.сабиров «Установки погружных
центробежных насосов для добычи нефти».М.:ГУП Изд-во»Нефть и газ» РГУ
нефти и газа им.И.М.Гкубкина, 2002.256с
11. Сборник инструкций (положений) ОАО «ТОМСНЕФТЬ» ВНК
по работе с электропогружным оборудованием. Утвержденная 2004г.-148с
12. Регламенты по работе с погружным оборудованием УЭЦН.
Утвержденные по АО «ТОМСКНЕФТЬ» ВНК.
13. Инструкции заводов изготовителей погружного и наземного
оборудования УЭЦН.
14. Композит каталоги заводов изготовителей нефтедобывающего
оборудования с 1993 по 2000 года.
15. Бюллетени изобретений с 1983 по 2003 года.
16. Информационная база Федерального Института Промышленной
Собственности (ЦНТИ г. Томска).
17. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
1998.-160с
18. Технологический регламент ОАО «Томскнефть» ВНК. Запуск,
вывод на режим и эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН. 2015г. 65с.
19. Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов
Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений.
М.: Недра, 2004. 292 с.
20. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных
месторождений. М.: Недра, 2005. 607 с.
21. Кашик А.С., Билибин С.И., Лисовский Н.Н. О полноте
нефтеизвлечения при добычи углеводородов (геологические модели и
нефтеизвлечение) // Вестник ЦКР Роснедра, 2005. №1. с. 27 – 32.
22. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта. М.:МАКС
Пресс, 2008. 446 с.
23. Дмитриевский А.Н., Максимов В.М., Кульпин Л.Г., Безопасность
природно-техногенныхобъектовнашельфеАрктики//
Нефтегазопромысловый инжиниринг. 2007. 4 кв. с. 2 – 8.
24. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками
штанговых и электроцентробежных насосов/Ю.В.Зейгман, О.А.Гумеров,
И.В.Генералов // Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- 120с.
25. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К.
Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на
поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2002.- №
2.- С.44-45.
26. Ануфриев, С. Н. Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях
повышенного содержания мехпримесей / С. Н. Ануфриев, С. В. Погорелов //
Инженерная практика.— 2010.
27. Даминов, А. А. Коррозионные поражения подземного поражения
подземногооборудованиядобывающихскважиннаместорождениях
Западно- Сибирского региона. Исследование причин коррозии, разработка и
применение 93 мероприятий по снижению коррозионного воздействия / А. А.
Даминов // Инженерная практика.— 2010.
28. https://crossgroup.su
29. http://www.elekton.ru
30. https://www.tomskneft.ru/
31. https://neftegaz.ru/