3.3 Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана

3.4 Анализ баланса рабочего времени ПРС

4. Безопасность и экология

4.1 Организация обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов в НГДУ «Аксаковнефть»

4.2 Обеспечение безопасности при проведении текущих ремонтов скважин в НГДУ «Аксаковнефть»

4.3 Охрана окружающей среды

Основные выводы и рекомендации

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»

Дипломный проект состоит из 128 страниц, 12 рисунков, 36 таблиц, графических приложений, использовано 13 библиографических источников.

В работе рассмотрено текущее состояние разработки фонда нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» и, в том числе — самого крупного из них — Шкаповского месторождения, приведена геологическая характеристика основных продуктивных пластов, описаны физико-химические характеристики нефтей, газов и пластовых вод Шкаповского месторождения.

В технологической части рассмотрены виды и причины подземных ремонтов скважин за период с 2001 по 2005 годы, произведён анализ эффективности проведения подземных ремонтов скважин, анализ баланса рабочего времени, предложены пути по снижению количества ремонтов. Описаны оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин, технические средства для повышения качества ремонтных работ. Приведена методика расчетов по оптимизации работы скважин с УСШН, основные расчёты, проводимые при текущем ремонте скважин, расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.

Рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды при проведении подземного ремонта скважин.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самыми разнообразными, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменением пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и прочие. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течении самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающим предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.

Все ремонты скважин в зависимости от их характера и сложности разделяются на текущий и капитальный. Текущий ремонт скважин, еще называемый нефтяниками как подземный, в основном, связан с ликвидацией отказов или заменой подземного оборудования. Добыча нефти в НГДУ «Аксаковнефть» и, в частности, на Шкаповском месторождении, находящемся на поздней стадии разработки, в значительной степени зависит от большого комплекса технологических мероприятий, выполненными при текущим ремонте скважин. В связи с ростом действующего механизированного фонда скважин, службы ПРС по своему значению стали одним из основных факторов, обуславливающих поддержание требуемого уровня добычи нефти. Быстрейшее восстановление и ввод в строй действующих скважин — задача огромной народнохозяйственной важности.

При достигнутом уровне производства вопрос использования внутренних резервов имеет первостепенное значение. Одним из таких резервов является повышение качества работ подземного ремонта скважин.

1.1 Анализ разработки и состояние фонда нефтяных месторождений НГДУ «АН»

На 1.01.2001г на балансе НГДУ находятся 15 месторождений (см. рисунок 1), из которых 4 месторождения находятся на первой стадии разработки, одно- на второй, два — в третьей, восемь — в четвертой.

Годовая добыча по НГДУ «Аксаковнефть» составила 1205,4 тыс. т. нефти, при плане 1178 тыс. т. (см. таблица 1.1 рис.2). План выполнен на 102,2%. Успешному выполнению плановых заданий способствовало проведение комплекса мероприятий по геологическому обеспечению добычи нефти, совершенствование проектных систем и регулирование процесса разработки, проведение геолого-технических мероприятий по оптимизации параметров эксплуатации скважин, внедрение новых прогрессивных методов и технологий, направленных на повышение нефтеотдачи, работы по переводу скважин на новые эксплуатационные объекты.

При плане 310 проведено 330 геолого-технических мероприятий с эффективностью 101,9 тыс. т. при плане 71,5 тыс. т дополнительно добытой нефти Выполнен план по вводу новых скважин. При плане 17 введено 17 скважин. Добыча нефти из новых скважин составила 28,5 тыс. т.

Таблица 1.1 Показатели добычи нефти по НГДУ «Аксаковнефть» на 1.01 2005 г.

1 Годовая добыча нефти, тыс. т

2. Годовой отбор жидкости, тыс.т

3. Закачка воды, тыс. м3

5 Среднегодовой дебит нефти 1 скважины, т /сут

6. Действующий фонд скважин,

в том числе:

— добывающих

По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом.

1 стадия разработки

Месторождения Исламгуловское, Згурицкое , Аксеновское, Альшеевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Доля добычи нефти -2% запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям- 0,54%.Извлечено 0,6% от начальных извлекаемых запасов.

П стадия разработки.

В этой стадии разработки — Каменское месторождение. Извлечено 0,51% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,3%, а от остаточных запасов 4,6%.

Ш стадия разработки.

Это Знаменское и Орловское месторождения. Доля добычи нефти от общей составила 45%.Отобрано 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,5% и 6,7% от остаточных извлекаемых запасов.

1Y стадия разработки

Восемь месторождений: Шкаповское, Белебеевское, Шафрановское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 90% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 52,1%, отобрано 94,5% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,26% и 5,5% от остаточных.

По состоянию на 1.01.2005г на месторождениях НГДУ «АН» добыто 225411,6 тыс. т нефти или 90,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2001 году добыто 1205,4 тыс. т нефти, что соответствует годовому темпу 0,48% от начальных и 4,9% от остаточных извлекаемых запасов.

Отбор жидкости по месторождениям за 2005г составил 17596,7 тыс. т. против 17447 тыс.т. в 2001 году. Традиционного снижения добычи жидкости не произошло из-за пуска в работу бездействующих, контрольных, консервированных скважин по состоянию на 1.01.01г. По 56 пущенным таким скважинам объем добычи жидкости в отчетном году составил 763950т.

По состоянию на 1.01.2005г. на месторождениях пробурено 3832 скважин, в том числе действующих -1141, бездействующих-41, в освоении-2, нагнетательных-509, ликвидированных и ожидающих ликвидации- 1787, в консервации-42, под сброс-6, пьезометрических и контрольных-172, водозаборных и дающих техническую воду-120. 88% действующего фонда дают обводненную продукцию, в том числе с обводнением свыше 90% работают 330 скважин или 28,9% действующего фонда.

Распределение по обводненности действующего фонда следующее:

до 2% — 8 скв.

от2-20% — 199скв.

от 20-50 % — 175скв.

от50-90 % — 292скв.

свыше 90% — 330скв.

Распределение действующего фонда по способам эксплуатации:

электропогружными установками эксплуатируются 297 скважин с дебитом нефти на 1 скв. 5,3 т/сут, жидкости 157,9 м3/ сут

штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируются 820 скважин с дебитом нефти на 1 скважину 2,2 т/сут, жидкости- 4,2м3/сут.

В 2000 году эксплуатационное бурение осуществлялось на Знаменском и Альшеевском месторождениях и Октябрьской площади Сатаевского месторождения.

В течение года введено в эксплуатацию 12 скважин из бурения, из которых добыто 17,8 тыс. т нефти, из разведки введено 5 скважин с добычей нефти 1,7 тыс. т из освоения прошлых лет-3 скважины с добычей 1,7 тыс.т нефти. В целом по НГДУ из 17 новых скважин добыто 28,5 тыс. т нефти. Дебит на 1 новую скважину составляет 9,8 т/сут.

Согласно технологическим проектам и схемам разработки, 8 месторождений разрабатываются с поддержанием пластового давления путем различных вариантов заводнения.

1.2 Краткая характеристика Шкаповского нефтяного месторождения

Шкаповское месторождение расположено на юго-западе Башкортостана на территории Бижбулякского административного района и является самим крупным из эксплуатируемых НГДУ «Аксаковнефть».

Месторождение расположено на Восточной окраине Альметьевской вершины Татарского свода. На тектонических схемах по кристаллическому фундаменту район месторождения находится в пределах северного крыла Серноводско-абдуллинского авлакогена. Предполагаемая глубина залегания кристаллического фундамента составляет 5-5,5 км.

Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо-западного простирания. Размер структуры по замкнутой изогипсе-1685 м (по верхнему известняку составляют 20х13 км), при амплитуде около 20 м. Углы наклона крыльев не более 50 град., т.е. складка не очень пологая. Структура осложнена небольшими куполами, прогибами, уступами. Вокруг основной структуры выявлено большое количество второстепенных мелких поднятий небольших размеров и амплитуды, отделенных седловинами. Особенно много таких структур в северной части площади.

На основной брахиантиклинали выделяется три относительно приподнятые зоны: центральная, юго-западная и северо-восточная.

Центральная зона (сводовая часть складки) разделена на ряд невысоких вершин. Юго-западное крыло этой зоны более крутое, чем северо-восточное. С севера-запада зона постепенно сужается.

Широкий террасовидный прогиб отделяет юго-западную приподнятую зону. Юго-западный борт этого прогиба более узкий и крутой (до 40 град), чем северо-восточный (до 10 град). Здесь также выделяется несколько вершин небольших размеров. К юго-востоку и северо-западу все зоны сливаются, образуя переклинальные окончания структуры. Структурный план по «верхнему известняку», в основном, сохраняется и по другим поверхностям нижележащих горизонтов.

В вышележащих отложениях структурный план несколько отличается, хотя, в целом наблюдается соответствие. Так, в верхнем фамене проявляется контрастное поднятие (до 32м). По кровле турнейских известняков амплитуда этих поднятий уменьшается, хотя, в целом, они еще сохраняются. В среднем карбоне Шкаповская структура, в основном, сохраняет свои размеры, однако амплитуда ее сокращается более, чем вдвое. Так, в верейском горизонте ее высота составляет всего 15 м. В верхнепермских отложениях структура практически теряется. В разрезе месторождений вскрыты отложения палеозоя (пермь, карбон, девон) и вендрифея.

Специфичным для района месторождения является размыв верхней части кальцеоловых известняков (нижний известняк) и непосредственное налегание песчаников ДIV на карбонаты. Глубина размыва различная. Эту особенность строения пластов ДIV необходимо отметить потому, что в начальный период разработки верхняя часть карбонатной части «нижнего известняка» считалась продуктивной, хотя в действительности нефть была получена из ДIV.

Шкаповское месторождение открыто в 1953 году по результатам структурного бурения. При опробовании скважины № 2 был получен промышленный приток нефти из песчаников ТТНК, а в скважине № 3 — из ДI. В марте 1954 года была установлена промышленная нефтеносность и горизонта ДIV. Позднее выявлена нефтеносность карбонатов турнейского и фаменского ярусов, а также песчаников горизонта ДII.

В гидрогеологическом отношении месторождение расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна. Осадочный чехол бассейна расчленяется на три водоносных яруса: верхний — кунгурский (галогенной толщи), средний (между кунгурскими и кыновскими отложениями) и нижний (терригенная толща девона).

1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения

Нефти пластов горизонтов ДI и ДIV не различаются (табл. 1.3, 1.4, 1.5) . Плотность нефтей составляет 870кг/м3. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по залежам закономерно изменяется. Так, если в сводной части месторождения плотность нефти составляет 860кг/м3, то к периферии она постепенно увеличивается до 870 кг/м3.При этом растет и содержание серы (от 1,4 до 2,6 %). Молекулярный вес нефти ДI около 157, ДIV — 105.

По основным параметрам нефть ДIV маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая, смолистая. Среднее содержание легких углеводородов составляет 18,5 % весовых (в ДI- 6%.). Так же как и в ДI, к контуру повышается плотность нефти (от 810 до 822 кг/ м 3).

По ДI и ДIV состав газов весьма близок. В ДI несколько больше метана и меньше этана. Характерно отсутствие сероводорода и значительно, до 14% содержание азота.

Воды пресные, высокопродуктивные, преимущественно сульфатнатриевого типа, слабоминерализованные, с малым содержанием хлоридов. В составе солей преобладают бикарбонаты кальция и магния. Воды жесткие (по Пальмеру А2, S1, S2).

Водоносные горизонты среднего яруса (карбонаты и песчаники) занимают промежуточное положение, они закрытые. Минерализация воды резко возрастает.

Таблица 1.3 Характеристика поверхностных нефтей

Источник