- •Авторский надзор за разработкой павловского газонефтяного месторождения
- •Содержание
- •Список таблиц
- •Список рисунков
- •4. Технологические показатели вариантов разработки
- •4.2. Технологические показатели вариантов разработки
- •Вариант I
- •Вариант II
- •Вариант III
- •4.3. Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр
- •Турнейская залежь
- •Визейская залежь
- •Башкирская залежь
- •Верейская залежь
- •5. Технико-экономическая оценка проектных решений
- •5.1. Основные положения и допущения
- •5.2. Налоговый режим
- •5.3. Критерии оценки
- •5.4. Капитальные вложения
- •5.5. Текущие затраты
- •5.6. Анализ экономических показателей
- •5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации
- •6.2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
- •Технические характеристики базового «ма-ПермНипИнефть»
- •Результаты испытаний магнитных аппаратов и рекомендации
- •Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
- •Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
- •Межфазное натяжение на границе жг с нефтями
- •Комплекс «Лотос-1» для ввода жидких вспенивающих пав
- •Пневматический комплекс «Лотос – 1»
- •Плунжерный лифт
- •Установка плунжерного лифта
- •Самоуплотняющийся плунжер
- •Плунжер типа «Летающий клапан»
- •Cостав для удаления жидкости с забоя скважины, разработанный внииГаз
- •6.3. Принципиальные решения по обустройству месторождения
- •6.3.1. Основные технические и технологические решения по сбору и транспорту нефти и газа
- •7. Анализ выполнения проектных решений по конструкциям скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Проектная конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважин
- •Фактическая конструкция скважины № 883
- •Фактическая конструкция скважины № 1052
- •8. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт
- •9. Программа гидродинамических исследований при разработке месторождения
- •10. Охрана окружающей среды и недр
- •10.1. Естественные фоновые параметры окружающей среды
- •10.1.1.Естественные фоновые характеристики гидросферы Поверхностные воды
- •Подземные воды
- •10.1.2. Характеристика почв, растительности и животного мира
- •10.1.2.1.Почвы
- •10.2.2 Растительность
- •10.2.3. Животный мир
- •10.2. Экологические ограничения
- •10.2.1.Особо охраняемые объекты
- •10.2.2. Водоохранные зоны
- •10.2.3. Зоны санитарной охраны водных объектов
- •10.3.4. Санитарно-защитные зоны населенных пунктов
- •10.3. Оценка нефтепромыслового воздействия на основные элементы окружающей природной среды
- •10.3.1. Загрязнение атмосферы
- •10.3.2. Оценка состояния почв и растительности
- •10.3.3. Состояние пресных поверхностных и подземных вод
- •10.4. Рекомендации по охране окружающей среды
- •10.4.1. Охрана пресных поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения
- •10.4.2. Охрана недр
- •10.4.3. Защита почв и рекультивация земель
- •10.4.4. Охрана воздушной среды
- •10.5. Формирование системы производственного экологического мониторинга основных элементов окружающей среды
- •10.5.1.Контроль качества атмосферного воздуха
- •10.5.2.Гидрохимические наблюдения за состоянием поверхностных вод
- •10.5.3.Наблюдения за подземными водами
- •10.5.4.Периодические наблюдения за состоянием почв, растительности и животного мира (биотический мониторинг)
- •Заключение
- •Выводы и рекомендации
- •Литература
Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки
№№ п.п. |
Необходимые мероприятия |
Объемы применения |
Периодич-ность |
Примечание |
1 |
Закачка в затрубное ространство или с доведением на прием насоса устьевыми дозаторами типа УДЭ ингибиторов отложений АСПО- СНПХ-7909, СНПХ-7963, ИПГ-11, РГ-1 |
200 г/т |
постоянно |
Подбор реагента производится индивидуально для каждой скважины. |
Пример действия ИКД в таблице:
Результаты использования икд на нефтедобывающих скважинах ряда месторождений
Условный Номер скважины, основная проблема |
Число проводимых ремонтов на скважине за год, шт |
МОП, МРП/сут. |
||
до спуска контейнера с ИКД |
после спуска контейнера с ИКД |
до спуска контейнера с ИКД |
после спуска контейнера с ИКД |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1 АСПО |
7 |
ремонтов не было |
МОП 30 |
МОП 910 |
2 АСПО, |
15 |
1 |
МОП 31 |
МОП 530 |
3 АСПО |
7 |
2 |
МОП 52 |
МОП 547 |
4 АСПО |
6 |
ремонтов не было |
МОП 60 |
МОП 600 |
7 эмульсия |
14 |
1 |
МОП 26 |
МОП 515 |
8 эмульсия |
3 |
ремонтов не было |
МОП 97 |
МОП 672 |
9 коррозия |
3 |
1 |
МРП 104 |
МРП 730 |
10 коррозия |
2 |
ремонтов не было |
МРП 22 |
МРП 850 |
Закачку жидких ингибиторов АСПО можно осуществлять с помощью дозировочной установки УДЭ, которая в зависимости от дозировочного насоса имеет следующие типоразмеры: УДЭ 0,4/6,3; УДЭ 1,0/6,3; УДЭ 1,6/6,3; УДЭ 1,9/6,3 или установкой глубинных дозаторов, а также подачей ингибитора через полые штанги.
При капитальных ремонтах после длительной эксплуатации насоса в затрубном пространстве может образоваться парафиновая пробка из-за изменения динамического уровня. В таких случаях рекомендуется проводить промывку скважин органическими растворителями «Флэк-Р0017», «Стабикар», «гексановой фракцией», БГС (бензином газовым стабилизированным).
Возможным осложнением при разработке пластов Павловского месторождения является снижение продуктивности скважин после подземных ремонтов, при их глушении минерализованной водой.
Глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению к закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
Применение пластовых вод, водных растворов солей натрия и кальция для глушения скважин при подземном ремонте или вторичном вскрытии пласта приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств пород ПЗП, к длительному периоду их освоения и выводу скважин на режим и, соответственно, значительным потерям нефти.
В ООО ПермНИПИнефть разработана жидкость глушения (ЖГ) скважин, позволяющая сохранить коллекторские свойства ПЗП и исключить:
затраты, связанные с продолжительным освоением и выводом скважин на режим после смены подземного оборудования;
потерю работоспособности подземного оборудования, связанную с откачкой задавочного раствора до приема насоса или прекращения его подачи;
снижение продуктивности скважин в послеремонтный период.
Основными компонентами ЖГ являются минерализованные технологические воды и поверхностно-активное вещество (ПАВ-ГФ-1)24, небольшие добавки которого снижают межфазное натяжение на границе раздела ЖГ-нефть: