Обнаружение дефектов на подшипников качения

 

Балансовые запасы, всего	2,5	2,1	1,700	396,8	6,8	46,6	103,9
В т.ч. нефтяной зоне	-	-	55,600	288,6	6,6	20,2	77,000
Водонефтяной зоне	1,90	1,8	62,100	106,6	-	19,5	17,400
Из них: активные	1,90	1,8	117,900	395,3	-	-	94,400
Трудноизвле каемые	-	-	-	-	6,6	39,7	-
Извлекаемые запасы нефти	0,80	0,7	63,400	239,8	2,0	6,00	34,300
В т.ч. зонах: нефтяной	-	-	36,100	192,9	2,0	3,00	28,100
Водо нефтяной	0,80	0,7	26,300	46,9	-	3,00	6,100
Коэф. извлечения нефти	0,42	0,4	0,528	0,6	0,3	0,15	0,363

 

Добыча нефти в 2001 году составила 565,3 тыс.т. Остаточные извлекаемые запасы по месторождению составляют 29,358 млн.т, достигнутой   коэффициент   извлечения   нефти   составляет   0,477. Обводненность продукции - 91.8%.

Сначала разработки Туймазинского месторождения добыто 323,460 млн тонн нефти или 91,7% от извлекаемых запасов.

 

2.2. Анализ фонда скважин 

 

На 01.01.04 действующий эксплуатационный фонд в ОАО "Башнефть" ТУДНГ составляет 1313 скважины. Их распределение по способу эксплуатации следующее: фонтанных - 1; УШГН - 1098; УЭЦН - 188; УЭДН - 26.

На 01.01.04 эксплуатационный фонд в ОАО "Башнефть" ТУДНГ составлял 1467 скважин. Распределение фонда нефтяных скважин по ЦДНГ показано в таблице 8.

Всего за отчетный год в эксплуатацию из бурения и освоения введено 14 скважин, из нагнетательного фонда введены две новые добывающие скважины, из разведки (консервации) введено шесть скважин.

По новым 14 добывающим скважинам добыто 11614 тонн нефти. Суточная добыча нефти по новым скважинам в декабре составила 115,9 тонны или 6,7 т/сут на одну скважину, среднесуточный дебит нефти за год 6,3 т/сут.

Зарезка боковых стволов проведена Туймазинским УБР, ООО «БурКан» и ЦКРС ООО НГДУ «Туймазанефть». За отчетный год была проведена зарезка бокового ствола и сдача 28 скважин. В скважине 1088С проведена зарезка горизонтального ствола на кизеловский горизонт C1ksl, а в скважине 1092С проведена вторая зарезка горизонтального ствола на кизеловский горизонт C1ksl.

Всего введено в эксплуатацию 25 скважин, из которых было добыто в течение года 19,203 тыс. тонн, среднесуточный дебит по ним составил 5,0 т/сут.

С начала работ по зарезке боковых стволов из 121 скважины, введенной в эксплуатацию добыто в 2003 году 123,906 тыс. т. нефти, среднесуточный дебит по ним составил 3,6 т/сут, с начала эксплуатации добыто 377,652 тыс. тонн.

За отчетный 2003 год в ОАО "Башнефть" ТУДНГ ликвидировано 13 скважин. Силами бригад капитального ремонта ЦКРС ОАО "Башнефть" ТУДНГ ликвидировано шесть эксплуатационных скважин. Силами бригад капитального ремонта ЦКРС ТУБР ликвидировано 7 нагнетательных скважин.

 

 Таблица 8 - Фонд нефтяных скважин по ЦДНГ на 01.01.2010г

 

Номер ЦДНГ	Действующие	Бездействующие	Освоенные	Эксплуатационные	Наблюдательные	Законсервированные	Пьезометрические	Сооружаемые	Ожидающие ликвидации	Ликвидировано		Всего
										всего	после эксплуата-ции
1	381	45	-	426	4	-	124	6	175	166	107	901
2	239	23	-	262	-	1	28	3	44	154	15	492
3	440	50	-	490	-	2	136	7	267	257	50	1159
4	250	39	-	289	2	-	112	1	200	70	39	674
НГДУ	1310	157	-	1467	6	3	400	17	686	647	211	3226

 

 

 

 

 

  Причины снижения производительности скважин

 

Туймазинское месторождение находиться на четвертой стадии разработки, она характеризуется интенсификацией отбора жидкости в условиях прогрессирующего обводнения продукции. Максимальный отбор жидкости был, достигнут в 1981г. и составил 36,4 млн. тонн.

Уровень добычи по терригенной толще карбона  за 2004 год представлен в таблице 9.

Таблица 9 - Уровень добычи нефти за 2010 год

Месторождение	Добыча нефти за 2004г., тыс.т.	Добыча нефти в процен-тах	Темп отбора  от оста-точных извле-каемых запасов	Коэф-фициент извлечения нефти на 01.01.04	Действующий фонд на 01.01.04, скв.		Обвод-ненность на 01.01.04, %
					неф-тяные	нагне-татель-ные
ТУДНГ	918,8	100,0	2,36	0,447	1310	239	87,23

 

Добыча нефти в 2003 г. составила 918,8 тыс. тонн. Начальные балансовые запасы по месторождениям составляют 754811 тыс. тонн, начальные извлекаемые запасы 376064 тыс. тонн.

По состоянию на 01.01.2004 года из месторождений добыто 337049 тыс. тонн или 89,6% от извлекаемых запасов нефти. С начала разработки по Туймазинскому месторождению добыто 324025 тыс. тонн нефти или 92,2% от извлекаемых запасов, в том числе по девонским пластам 289897 тыс. тонн

Попутно с нефтью с начала разработки добыто воды по Туймазинскому месторождению 1169938,0 тыс. тонн (1056656,5 тыс. м3),

по НГДУ добыто воды 1193691,8 тыс. тонн (1077004,4 тыс. м3).

По основным объектам Туймазинского месторождения водонефтяной фактор с начала разработки: DI = 3,5 т/т, DII = 3,5 т/т, Девон = 3,5 т/т, C1bb = 4,5 т/т, C1kz = 1,8 т/т.

Снижение добычи по ОАО "Башнефть" ТУДНГ месторождению показано в таблице10.

 

 

 

 

 

Таблица 10 - Снижение добычи по ОАО "Башнефть" ТУДНГ

 

Месторождение	2009 год		2010 год
	добыча нефти, тыс.т.	процент падения к предыдущему году	добыча нефти, тыс.т.	процент падения к предыдущему году
Туймазинское:	565,3	1,42	565,0	0,1
- Девон	319,8	3,09	307,8	3,7
- Карбон	243,3	+0,74	252,4	+3,6
- Прочие	2,2	+10	4,8	+54,2

 

Отборы жидкости по Туймазинскому месторождению по сравнению с 2008 годом уменьшились на 745,410 тыс. тонн, по карбону Александровской площади уменьшились на 198,703 тыс. тонн, по карбону Туймазинской площади увеличились на 14,844 тыс. тонн, по прочим горизонтам увеличились на 3,892 тыс. тонн и по девонским пластам уменьшились на 564,875 тыс. тонн.

В целом по ОАО "Башнефть" ТУДНГ отбор жидкости уменьшился на 711,89 тыс.т. С поддержанием пластового давления работают девять месторождений. Годовая закачка по всем месторождениям составила 6788,420 тыс. м3., в том числе по Туймазинскому месторождению - 5782,250 тыс. м3.

Обеспечение отбора жидкости, закачкой по девонским пластам составило 98,0%, по карбону Александровской площади - 113,7%, по карбону Туймазинской площади - 106,8%, по НГДУ обеспечение отбора закачкой воды составило 100%. Увеличение пластового давления в зоне отбора по девонским пластам составило 0,03 МПа, по карбону Александровской произошло увеличение давления на 0,07 МПа, по карбону Туймазинской площади на 0,04 МПа.

 

2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов.

 

Для интенсификации добычи нефти и увеличения продуктивности скважин применяются различные методы воздействия на призабойную зону. В зависимости от механизма, обуславливающего улучшение фильтрационных свойств призабойной зоны, различают химические, физические и тепловые методы воздействия. Однако такое разделение в определенной мере условно, так как многие методы сочетают в себе несколько механизмов воздействия, например, термохимический метод. Для повышения эффективности обработки используют комбинации этих методов.

          Повышение продуктивности скважин определяется различными причинами – изменением свойств пористой среды и жидкости. Так, например, при тепловой обработке, в результате которой расплавляются отложившиеся на поверхности поровых каналов парафино-смолистые вещества. Свойства жидкостей изменяются при прогреве призабойной зоны или, например, при магнитной обработке. Существенным фактором является и изменение взаимодействие жидкости и породы, приводящее к выравниванию профиля притока. Этот эффект более ярко проявляется при использовании вязкоупругих систем.

При обработке призабойной зоны скважины тем или иным методом возникает необходимость определения коллекторских характеристик пласта до и после мероприятия.

Эффективность воздействия на призабойную зону скважины оценивают на основании данных гидродинамических исследований скважин. Например, сняв кривую восстановления давления на скважине до и после мероприятия, определяют параметры пласта. Сопоставив их значения, можно оценить как изменение продуктивности скважины в целом, так и изменение проницаемости призабойной зоны..

3 технологический раздел

 

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Одной из причин высокой обводненности является наличие негерметичности эксплуатационных колонн. 

Возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связанно как с качеством первичного цементирования, так и с самыми различными условиями эксплуатации скважин.

Для решения проблемы негерметичности эксплуатационных колонн применяются различные технологии с использованием тампонажных составов и технических средств, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, свою область применения. 

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одним из основных видов капитального ремонта скважин по восстановлению конструкции скважин и устранению негерметичности эксплуатационных колонн.

На сегодняшний день стоимость РИР высока настолько, что некоторые нефтегазодобывающие предприятия вынуждены отказываться от их проведения. А обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда. В то же время высокий процент неработающего фонда не означает полного отбора удельных извлекаемых запасов каждой простаивающей скважины.

На основании выше изложенного совершенствование ранее известных технологий, направленных на снижение объемов попутно добываемой воды и увеличение нефтеотдачи частично заводненных пластов, является весьма актуальным. 

 

3.1 Обзор технологий по устранению негерметичности обсадных колон.

 

3.1.1 Тампонирование

 

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)

·  Останавливают и глушат скважину.

·  Проводят исследования скважины.

·  Проводят обследование обсадной колонны.

·  Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.

·  Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.

·  В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.