Обоснование целесообразности применения растворителя «Дельта» на скважинах Сосновского месторождения

Сосновское нефтяное месторождение уникально, так как для эксплуатации его скважин характерны особенности, отличающие его от остальных месторождений Удмуртии и близлежащих регионов. Отложения парафина происходят в насосно-компрессорных трубах прямо с глубины подвески насоса, что усложняет эксплуатацию и подземный ремонт скважин, увеличивает длительность подземного ремонта.

Сложность по предотвращению и удалению АСПО заключается в том, что при горячих обработках отсутствует циркуляция горячей нефти в трубках НКТ из-за ее полного поглощения пластом.

Поэтому для депарафинизации и предупреждения отложений парафина применяются химические (ингибиторные) методы и физические методы (спуск скребков, установка скребков-центраторов и штанговращателей).

 

Характеристика нефти на Сосновском месторождения

Плотность нефти. Для очень легких сортов нефти (с плотностью <0,876 кг/куб.м) изменения будут минимальными, если будут вообще. Для более тяжелых сортов (с плотностью >0,934 кг/куб.м ) возможно уменьшение значения плотности в лабораторных условиях в пределах 0,006-0,102 т/м3

Плотностовые воды  отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, как Сосновское месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л).

Вязкость нефти. Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Пластовая температура ограничений на применение метода не накладывает. Раствор Дельта не теряют своей вытесняющей способности при любых пластовых температурах

 

Проведенный анализ технологических показателей скважин и ремонт позволил выделить скважины , которые в результате отложений связанных с АСПО выходили в ремонт.

 

Такими скважинами явились: 2038, 2054, 2060, 2079.

Скважина 2038

01/12/2005 - 07/12/2005 ЩЕЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ (ГТМ)

24/12/2005 - 26/12/2005 ОТВОРОТ ШТАНГ

30/03/2007 - 03/04/2007 СМЕНА НАСОСА

13/10/2007 - 21/10/2007 БОСКО (ГТМ)

29/08/2012 - 02/09/2012 ПСКО с ЭС с ПКСА (ГТМ)

23/02/2013 - 01/03/2013 СМЕНА НАСОСА

13/07/2015 - 23/07/2015 ПЕРЕСТРЕЛ + БОСКО (ГТМ)

 

Скважина 2054

30/09/2006 - 12/10/2006 КИСЛОТНЫЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА (ГТМ)

07/11/2006 - 15/11/2006 ПСКО (ГТМ)

16/02/2008 - 28/03/2008 КВУ

07/09/2008 - 18/09/2008 ЩЕЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ (ГТМ)

08/03/2011 - 12/03/2011 РЕВИЗИЯ ПО

19/01/2012 - 23/01/2012 ПСКО с ЭС с ПКСА (ГТМ)

29/05/2015 - 09/06/2015 ОТКЛЮЧЕНИЕ ПЛАСТА + ПСКО с ЭС (ГТМ)

02/02/2016 - 11/02/2016 РЕВИЗИЯ ПО

 

Скважина 2060

14/10/2005 - 16/10/2005 РЕВИЗИЯ ПЛУНЖЕРА

17/08/2006 - 19/08/2006 ПЕРЕВОД С ШГН НА ЭЦН (ГТМ)

27/03/2008 - 31/03/2008 ПСКО (ГТМ)

01/08/2009 - 06/08/2009 ПСКО с ЭС с ПКСА (ГТМ)

12/08/2009 - 15/08/2009 СМЕНА ЭЦН (ГТМ)

17/04/2010 - 19/04/2010 СМЕНА НАСОСА

22/04/2014 - 28/04/2014 БОСКО (ГТМ)

 

Скважина 2079

18/01/2006 - 31/01/2006 РЕВИЗИЯ НАСОСА

16/05/2006 - 22/05/2006 ЩЕЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ (ГТМ)

10/10/2007 - 13/10/2007 БОСКО (ГТМ)

29/10/2009 - 15/11/2009 ДОСТРЕЛ + ПСКО (ГТМ)

11/03/2014 - 17/03/2014 БОСКО (ГТМ)

 

Основная доля осложнений в работе ГНО составляют АСПО/Эмульсия.

Приоритетные направления в борьбе с осложнениями на Сосновском месторождении являются: внедрение износостойкого оборудования, очистка скважин при ТКРС, хим. защита (деэмульгаторы, ингибиторы, растворители…), спец. оборудование (АДПМ, УДЭ, УДС, ИТВ, нагревательные кабели).

Определение технологической эффективности на Сосновском месторождении

Технологический эффект при внедрении нового подземного оборудования складывается из:

1. дополнительной добычи за счет сокращения простоя скважины при ожидании ПРС;

2. экономии на проведении ПРС;

3. экономии на транспортных услугах.

Дополнительная добыча появляется за счёт снижения времени на текущий ремонт скважины.

При изменении межремонтного периода работы скважин, прирост добычи нефти определяется по формуле:

Δ Q =( Т₂- Т₁)* q_ср * N _скв                                     (2.5)

где Т₁, Т₂ – среднее отработанное время работы одной скважины до и после проведения мероприятия, сутки;

q_ср - среднесуточный дебит по скважинам, т/сутки;

N_скв - количество скважин, на которых было проведено мероприятие по увеличению МРП.

Среднее отработанное время работы одной скважины до и после проведения мероприятия определяется по формуле:

Т_1,2=365- N _1,2* t_р /24                                     (2.6)

где N ₁ , N ₂ – количество ремонтов за год;

t_р - продолжительность одного подземного ремонта, сутки.

Количество ремонтов в год определяется по формуле:

N _1,2 =365/ T _{ННО 1,2}                                     (2.7)

где T _{ННО 1} , T _{ННО 2} – время работы одной скважины до ремонта, сутки.

По скважинам время работы одной скважины до ремонта составляет 182 сут, после установки нового оборудования 680 сут.

Среднее время от остановки скважины до её запуска после спуска насоса ТНМ-38, ТНМ-44 составляет 72 часа.

Количество ремонтов в год по скважинам 2038, 2054, 2060, 2079:

N ₁ =365/182=2,01

N ₂ =365/680=0,54.

Среднее отработанное время работы одной скважины до и после проведения мероприятия:

Т _{ННО 1}=365-2,01_* 72 /24=359 сут.

Т _{ННО 2}=365-0,54_* 72 /24=363,4 сут.

Средний дебит нефти по скважинам 19,1 т/сут, по жидкости – 30,5 т/сут.

Дополнительная добыча нефти за 1 год появляется за счёт снижения времени на текущий ремонт скважины:

Δ Q =(363,4-359)* 19,1*4=335,3 тонн

За 2 года = 335,3*2=670,6 тонн

Дополнительная добыча жидкости за 1 год появляется за счёт снижения времени на текущий ремонт скважины:

Δ Q =(363,4-359)* 30,5*4=536,4 тонн

За 2 года = 536,4*2=1072,9 тонн

Применение растворителя «Дельта» на скважинах технологически эффективно, прирост добычи нефти за 2 года 671 т, жидкости – 1073 т и увеличение ННО на 498 сут (табл.2.8).

Средний дебит нефти по скважинам до и после проведения ПРС остаются прежними 19,1 т/сут, по жидкости – 30,5 т/сут., т.к. проводились мероприятия по очистке подземного оборудования скважин от АСПО.

Таблица 2.8

---

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 249; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!