Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (2999 руб.)

Анализ работы фонда скважин оборудованых УЭЦН пласта БВ Урьевского месторождения-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Дата закачки: 20 Марта 2017
Продавец: Desilter777
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ******* Не известно

Описание:
Анализ работы фонда скважин оборудованых УЭЦН пласта БВ Урьевского месторождения-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
В 2000 году «Программой внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов» ТПП «Когалымнефтегаз» предусматривалось проведение по технологии АРСиП 60 скв/операций и ожидалась дополнительная добыча 55 тыс тонн.
Программой работ предусматривалось промышленное проведение работ на 40 скважинах месторождения «Ватьеганское» НГДУ «Ватьеганнефть» (ожидаемая дополнительная добыча нефти – 40 тыс тонн), и проведение опытно-промышленных работ на 10 скважинах месторождения «Повховское» НГДУ «Ватьеганнефть» (ожидаемая дополнительная добыча нефти – 7 тыс тонн) и 10 скважинах месторождения «Кустовое» НГДУ «Дружбанефть» (ожидаемая дополнительная добыча нефти – 8 тыс тонн).
Выполнение составило 53 скв/операции, дополнительная добыча 35,6 тыс. тонн, при удельной эффективности 673 тонны на скважино-обработку.

Проведение работ в НГДУ «Ватьеганнефть».

Сразу следует отметить, что проведение работ по технологии АРСиП на месторождении Повховское, после анализа состояния разработки месторождения, и оценки технического состояния фонда скважин, было признано нецелесообразным. В первую очередь это было связано с проведением на большом количестве скважин месторождения гидроразрыва пласта и невозможностью выбора участка под опытно-промышленные работы, где была бы возможна адекватная оценка применения технологии. Поэтому было принято решение о перераспределении объемов работ на другие месторождения, и проведении опытно-промышленных работ на месторождениях Южно-Ягунское и Тевлинно-Русскинское.
По месторождению Ватьеганское фактическое выполнение составило 38 скв/обр и дополнительная добыча составила 32 тыс тонн. Невыполнение программы работ обусловлено, прежде всего, погодными условиями в январе-феврале месяце и неготовностью отдельных скважин к обработке в первой половине года. На диаграмме 1 видно, что невыполнение программы работ за первое полугодие составило 50% (11 из 22) от запланированных объемов, но во второй половине года, по мере подготовки скважин к обработкам, производственная программа практически полностью была выполнена (невыполнение по НГДУ "Ватьеганнефть" составило 2 скв/операции). Однако невыполнение скважино-операций в первой половине года не позволило выполнить план по дополнительной добыче нефти. На диаграмме 2 видно, что если в начале года за счет переходящего эффекта скважино-обработок 1999 года практически удавалось придерживаться плановых цифр, то в середине года, по причине невыполнения производственной программы, уровень дополнительной добычи нефти резко сократился. Ситуация изменилась только к августу месяцу, когда появилась возможность произвести первые расчеты дополнительной добычи по скважинам обработанным в 2001 году, и в последующие месяцы объем дополнительной добычи был даже несколько выше планового. Таким образом, из-за большого количества обработок проведенных в конце года, большая часть дополнительной добычи будет подсчитана уже в 2001 году, так как при расчетах технологической эффективности используется программа EOR-Analist, принятая в ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь (разработанная в соответствии с действующим РД 1994 г.), по которой первые расчеты возможно проводить только через 3 месяца после применения МУН, и почти по трети скважин расчеты дополнительной добычи еще не проводились.
В целом за год удельная эффективность от применения технологии АРСиП на месторождении Ватьеганское составила 0,841 тыс. тонн на скважино-обработку, причем:
• По пласту АВ 1-2 проведены 18 скв/опер при удельной эффективности 1,154 тыс тонны на скважино-обработку; продолжительность эффекта до 6-8 месяцев;
• По пласту АВ 8 - 8 скв/опер, удельная эффективность 0,576 тонн, продолжительность эффекта до 6 месяцев
• По пласту БВ 1 - 12 скв/опер, удельная эффективность 0,549 тонн, продолжительность эффекта до 5 месяцев

Проведение работ в НГДУ «Дружбанефть».

В НГДУ "Дружбанефть" программой работ были предусмотрены опытно-промышленные работы в количестве 10 скв/операций на 5 скважинах месторождения "Кустовое".
Следует отметить, что опытно-промышленные работы были начаты в 1999 году, когда на пласте 1БС11 были обработаны 8 скважин. Несмотря на рост добычи нефти по пласту с 5,5 до 6,5-7 тыс тонн в месяц, расчет технологической эффективности по кривым вытеснения однозначную оценку проведенным работам 1999 года не дал. Это связано в первую очередь с большим количеством геолого-технических мероприятий, проведенных на скважинах пласта 1БС11, и несовершенством методики оценки технологической эффективности применения МУН с учетом проведенных ГТМ.
Невыполнение плана по дополнительной добыче нефти в 2000 году обусловлено тем, что плановые цифры составлялись с учетом переходящей дополнительной добычи обработок 1999 года, которая, как указано выше, подсчитана не была. Кроме того работы планировались с апреля месяца 2000 года в количестве 10 скважино-операций, а фактически были проведены только 5 обработок в июле месяце. Коррективы, по согласованию со специалистами НГДУ, в программу были внесены из-за неоднозначности оценки работ 1999 года. Поэтому оценка эффективности работ 2000 года началась только в октябре месяце. Опять же при расчете технологической эффективности мы столкнулись с проблемой оценки эффективности применения МУН с учетом проведенных ГТМ. Так на пласту 1БС11 с июля месяца 2000 года, из 38 скважин подлежащих расчету, ГТМ были проведены на 11 скважинах, что не могло не сказаться на общем уровне дополнительно добытой нефти. К настоящему моменту дополнительная добыча по пласту 1БС11 составила 1100 тонн, эффект продолжается, и расчет технологической эффективности будет продолжен в 2001 году.
По результатам ОПР 2000 года было принято решение о проведении промышленных работ на пласту 1БС11 месторождения Кустовое в 2001 году.
Кроме того, были проведены опытно-промышленные работы на 6 скважинах месторождения Южно-Ягунское. К настоящему моменту дополнительная добыча составила 2,6 тыс тонн, эффект продолжается. Анализ проведенных работ показал возможность проведения работ по технологии АРСиП на этом месторождении, и программой 2001 года предусматривается проведение 10 скважино-операций.
На диаграммах 3 и 4 представлены показатели выполнения скважино-операций и уровень дополнительной добычи нефти в целом по ТПП "Когалымнефтегаз". И опять приходится констатировать тот факт, что большая часть скважин обработана в конце года, и соответственно дополнительная добыча нефти от проведенных работ в основном будет рассчитываться в 2001 году.
Программа применения технологии АРСиП на 2001 год по ТПП «Когалымнефтегаз» предусматривает проведение 64 скважино-операций при ожидаемой дополнительной добыче 63,5 тыс. тонн.
По месторождению Ватьеганское НГДУ "Ватьеганнефть" сформировано 18 участков, где предусматривается проведение 46 скв/обр, ожидаемая дополнительная добыча 46,3 тыс. тонн, при удельной эффективности 1 тыс. тонн
По месторождению Южно-Ягунское НГДУ "Когалымнефть" сформировано 4 участка, где предусматривается проведение 10 скв/обр, ожидаемая дополнительная добыча 10,1 тыс. тонн, при удельной эффективности 1 тыс. тонн
По месторождению Кустовое НГДУ "Дружбанефть" сформировано 2 участка, где предусматривается проведение 8 скв/обр, ожидаемая дополнительная добыча 7,2 тыс. тонн, при удельной эффективности 0,9 тыс. тонн
Программа составлялась в соответствии с контрольными показателями ТПП «Покачевнефтегаз», с учетом анализа ошибок и недостатков работ 2000 года и возможностей новых технических и технологических разработок.

Результаты применения технологии АРСиП на месторождениях
ТПП «Покачевнефтегаз» в 2001 году.
В 2000 году «Программой внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов» ТПП «Покачевнефтегаз» предусматривалось проведение по технологии АРСиП 20 скв/операций на Покачевском месторождении, и планировалась дополнительная добыча нефти 18 тысяч тонн.
Фактическое выполнение составило 16 скв/обр, из них на пласту АВ1 - 3 скв./обработки; на пласту БВ8 - 4 скв./обработки; на пласту ЮВ1 - 9 скв./обработок. Таким образом практически половина скв./обработок пришлась на очень сложный по геологическим характеристикам пласт ЮВ1. Дополнительная добыча по ТПП составила 10,821 тысяч тонн.
Невыполнение программы составило 4 скв./обработки и обусловлено, прежде всего, невозможностью проведения геофизических работ даже с применением грузов и лубрикаторов УЛГИС и ВГ-2 из-за высокого противодавления на скважинах участков Ю1-5, Ю1-6 пласта ЮВ1.
На диаграмме 5 видно, что практически на конец 3 квартала невыполнение программы составило около 50%, а в первом квартале обработок вообще не проводилось. И лишь обработки в 4 квартале, позволили выполнить программу на 80%.
Диаграмма 6, характеризующая уровень дополнительной добычи нефти показывает, что роста дополнительной добычи удалось добиться только к сентябрю месяцу, когда к расчету принимались скважины обработанные в первой половине года, а выйти на уровень плановой дополнительной добычи удалось только в последнем квартале 2000 года. Основным фактором недополучения планового эффекта явилось отсутствие обработок в первом квартале 2000 года и невыполнение программы по скважино-обработкам вплоть до 4 квартала 2000. В связи с этим основная дополнительная добыча пришлась на конец года и прогнозируется на первый квартал 2001 года.
Хотя в целом по Покачевскому месторождению удельная эффективность составила 0,68 тыс тонн на скв/обработку, анализ технологической эффективности по отдельным пластам показывает, что показатели удельной эффективности по пластам АВ1 и БВ8 значительно превышают показатели удельной эффективности по пласту ЮВ1 и составляет соответственно:
• по пласту АВ1  – 0,79 тыс. тонн/скв. обр.;
• по пласту БВ8  – 1,06 тыс. тонн/скв. обр.;
• по пласту ЮВ1  – 0,32 тыс. тонн/скв. обр.;
В первую очередь это объясняется очень сложными геологическими характеристиками пласта ЮВ-1, т.е. слабой проницаемостью и высокой глинистостью пласта. Поэтому ожидать равнозначной эффективности по этим пластам не представляется возможным.
Повысить эффективность воздействия на данный пласт возможно путем адаптации (разработки) аппаратуры под реальные геологические условия, без какого либо усреднения по другим пластам.
Для более эффективной работы с целью увеличения и пераспределения приемистости, особенно по пластам Ю1 (Покачевского м-я), БВ1 (Ватьеганского м-я) ЗАО «ИНЕФ» планирует внедрение ряда технических и технологических разработок.
В 2000 году прошли успешные испытания скважинного генератора, интегрированного в комплекс «ИНЕФ-1». Его применение позволит уйти от потерь энергии в геофизическом кабеле и значительно повысить мощность воздействия в широком диапазоне частот. Это особенно важно при работе на высоких частотах, которые являются наиболее эффективными при разрушении коллоидно-дисперсных систем, образованных кольматирующим материалом.
Рассчитаны дополнительные резонансные частоты скважинных излучателей для более полного охвата геологических характеристик системы скважина-призабойная зона. Применение более широкого частотного ряда позволит добиться естественного резонансного воздействия в более широких геологических условиях и соответственно увеличить эффективность воздействия на призабойную зону скважин и нефтяной пласт в целом.
Планируется промысловые испытания принципиально нового акустического излучателя, конструкция и материалы которого позволят повысить интенсивность и КПД воздействия.
Разработана комплексная программа расчета характеристик оборудования, позволяющая более точно определять параметры воздействия на коллектор в зависимости от геологических условий.
Результаты испытания новых разработок, проведенные в акустическом бассейне, позволяют говорить о преимуществах нового оборудования и о его более эффективном применении в сложных геологических условиях.
Технология АРСиП, особенно применяемая на пластах со слабыми коллекторскими свойствами, позволяет добиться ряда специфических физических процессов при наличии кислотных растворов в поровом пространстве пласта:
• растворять диспергированные в акустическим полем частички карбонатного цемента за счет увеличения площади контакта раствора.
• увеличить подвижность кислоты и активность ее взаимодействия с породой. Акустическое воздействие на поровое пространство насыщенное кислотным раствором позволяет приблизить константу диссоциации раствора в поровом пространстве к таковой в свободном объеме, тогда как в обычных режимах закачки она может быть снижена до 30%.
Внедрение описанных выше разработок позволит более эффективно работать на низко проницаемых сильно глинизированных пластах.
Программа применения технологии АРСиП на 2001 год по ТПП «Покачевнефтегаз» предусматривает проведение АРСиП на 20 скважинах Покачевского месторождения с получением дополнительной добычи 17 тысяч тонн. Программа составлялась в соответствии с контрольными показателями ТПП «Покачевнефтегаз», с учетом анализа ошибок и недостатков работ 2000 года, а так же возможностей новых технических и технологических разработок.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1. ОБЩАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако малые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в которые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осевые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агрегатов конструктивного специфического исполнения.
Установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. УЭЦН спускается в скважину под расчётный динамический уровень обычно на 150-300 метров. Жидкость лифтуетсятся по НКТ, к внешней стороне которых прикреплён специальными клямсами электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой.
Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъёма жидкости с больших глубин секции УЭЦН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УЭЦН отличается малой металлоемкостью, достаточно высоким КПД, возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом .
Все насосы делятся на 2 основные группы: обычного и износостойкого исполнения. Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95%) – обычного исполнения.
Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе).
По поперечным размерам все насосы делятся на 3 основные группы: 5; 5A и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм., группа 5А – 103 мм., и группа 6 – 114 мм. Частота вращения вала насосов соответствует частоте вращения при частоте переменного тока в электросети. Это частота – 50 Гц., что даёт синхронную (для однополюсной машины) 3000 мин-1. В шифре УЭЦН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м3/сут. (по воде) и напором 950 м. Данные характеристики сняты на воде.
В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква «И», означающая износостойкость. В них рабочие колёса изготавливаются не из металла, а из полиамидной смолы (П-68). В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резинометаллические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.
Торцовые опоры рабочих колёс не чугунные, а в виде запрессованных колец из закалённой стали 40Х. Вместо текстолитовых опорных шайб между рабочими колёсами и направляющими аппаратами применяются шайбы из маслостойкой резины.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача), (Q) (КПД, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 3.1). Технические характеристики УЭЦН представлены в таблице 3.1. Наличие парка УЭЦН по типоразмерам на Урьевском месторождении дано в таблице 3.2.


Коментарии: 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ РЕШЕНИЯ
ПО РАЗРАБОТКЕ УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Урьевское месторождение введено в разработку в 1978 году. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом ВНИИнефть в 1978 году. Схема предусматривала выделения двух самостоятельных объектов разработки АВ1 и БВ6, трёхрядную линейную систему заводнения на каждый объект с равномерной треугольной сеткой скважин, расстояние между которыми 600 м. и минимальный уровень отбора нефти 2 млн. т/год при бурении 254 скважин.
После доразведки и уточнения геологического строения и запасов нефти, была составлена вторая технологическая схема. Согласно этой технологической схемы первоочередной участок разведки был выделен в районе разведочных скважин № 1 и № 5. Объекты разработки остались прежними АВ1 и БВ6, по их новым данным структура залежи БВ6 пробрела широтное направление. Данная технологическая схема, как и первая остались не внедрённой.
Третья технологическая схема положившая начало разработке Урьевского нефтяного месторождения, была утверждена ЦКР в мае 1978 года со следующими положениями:
- два самостоятельных объекта разработки в пластах АВ1-2 и БВ6;
- система заводнения: на АВ1-2 – площадная девятиточечная на равномерной сетке с расстоянием между скважинами 600 м.;
- на БВ6 – блоковая, трехрядная, распространённая на весь объект;
- общее число скважин 391, в том числе 8 разведочных;
- проектный уровень добычи нефти 3 млн. т.;
- максимальный объём закачки воды 8 млн. т.
На фоне разработки месторождения по этой технологической схеме Главтюменьнефтегазом в оперативном порядке принимались решения о доразведке отдельных частей Урьевской структуры, о вовлечении в промышленную эксплуатацию пласта БВ8, об изменении заводнения пласта БВ6 и положении нагнетательных скважин на пласт АВ1-2.
В 1981 году в СибНИИНП составлена четвёртая технологическая схема разработки, утверждённая в 1982 году. На сегодняшний день – это основной проектный документ для разработки Урьевского месторождения. Она предусматривает – выделение трёх самостоятельных объектов разработки АВ1-2; БВ6 и БВ8:
- применение девятиточечной системы размещения по сетке 425425 м., на АВ1-2;
- треугольной трёхрядной 500500 с очагами на БВ6 и БВ8.
В 1987 году в результате повышения уровня добычи жидкости над проектной более, чем в два раза, произведено уточнение технологических показателей разработки по месторождению.
В результате появились дополнительные проектные документы. По ним утверждены дополнительные мероприятия:
1. Организация дифференцированного воздействия по пластам объекта АВ.
2. Выбор объектов закачки осуществлять по результатам бурения. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по каждому пласту довести до 3:1.
3. Разбуривание новых участков распространением на них сетки размещения скважин 425425 м.



2.2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

В настоящее время месторождение разрабатывается по четвёртой технологической схеме [9], которая утверждена ЦКР СССР от 22.06.1989 года со следующими принципиальными положениями и технико-экономическими показателями:
- Уровень добычи нефти: 1990 года – 4,04 млн. т., 1995 года – 2,52 млн. т.
- Ресурсы нефтяного газа: 1990 года – 131,8 млн. т., 1995 года – 70,1 млн. т.
- Проектный уровень добычи жидкости – 131,8 млн. т. в год, закачка воды – 29,8 млн. м3 в год.
- Выделение 4 эксплуатационных объектов – пласта А1/3+А2; БВ6; БВ8; Ю.
- Форсирование на вновь вводимых участках трёхрядной блоковой системы с размещением добывающих скважин по квадратной сетке 425425 (ширина полосы 1800 м.) в сочетании с поперечным срезанием блоков.
- Организация дифференцированного воздействия на пропластки объекта А1/3+А2 с размещением скважин в нагнетательных рядах через 300 м.
- Размещение первого добывающего ряда от нагнетательного на расстоянии 600 м.
- Бурение скважин в полосе между добывающими и нагнетательными рядами осуществлять по результатам детального геолого-промыслового анализа состояния разработки запасов.
- По объектам БВ6 и БВ8 дальнейшее совершенствование приконтурных систем заводнения в сочетании с очагами, с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.
- По объекту Ю1, применение блоковой трёхрядной системы (ширина полос 1200 м.) с размещением скважин по квадратной сетке 425425 м., вписанной в сетку объекта А1/3+А2.
- Бурение в целом по месторождению 1419 скважин, в том числе 788 добывающих, 353 нагнетательных, 254 резервных и 24 контрольно-водозаборных при общем проектном фонде 3057 скважин.
- Давление на устье нагнетательных скважин для объекта Ю1 и АВ1/3+АВ2 – 18 МПа, для БВ6 и БВ8 – 12 МПа.
- Способ эксплуатации скважин – механизированный (УЭЦН и УЭШГН).
- Месторождение с 1988 года эксплуатируется в режиме падающей добычи и находится на третьей стадии разработки.
2.3. АНАЛИЗ РАБОТЫ УЭЦН НА УРЬЕВСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ

Урьевское месторождение эксплуатируется механизированным способом. Основная часть действующего фонда - (около 73%) оборудована УЭЦН, обеспечивающих добычу жидкости и нефти соответственно на 96,88% от общей добычи. Остальная часть жидкости и нефти приходится на скважины, оборудованные УШСН. В эксплуатации находятся штанговые насосы невставного исполнения с диаметрами плунжеров 32, 43, 56 мм.
Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами начата с 1979 года. На 1.01.98 эксплуатационный фонд скважин оборудованных УЭЦН по Урьевскому месторождению составил 671 скважину, а действующий фонд – 617 скважин. Фонд скважин по состоянию на 1.01.98 представлен в таблице 2.1.
За 1997 год переведены в другие категории 4 скважины. На 7 скважинах проведены работы по оптимизации эксплуатации УЭЦН. На 24 скважинах произведена интенсификация притока к забою. Всего по фонду скважин проведено 112 геолого-технических мероприятий. Дополнительная добыча нефти, благодаря проведённым мероприятиям составила 162700 тонн, ввод скважин в эксплуатацию из бездействующих прошлых лет (8 скважин) – 4310 тонн, перевод скважин на оптимальный режим работы (7 скважин) – 3130 тонн, ремонтно-изоляционные работы (5 скважин) – 5870 тонн.
За 1997 год погружными установками добыто 2543,7 тыс. тонн нефти и 17395,1 тыс. тонн жидкости. Снижение добычи нефти составило 2,743 тыс. тонн и 460,727 тыс. тонн жидкости.
Эксплуатация УЭЦН на Урьевском месторождении характеризуется дебитом жидкости, в среднем на одну скважину – 91 т/сут., нефти – 13,8 т/сут. Обводнённость составляет – 84,1%. Глубина спуска УЭЦН колеблется от 1200 до 2200 м. Динамические уровни скважин составляют от 27 до 1360 м. Технологический режим работы скважин пласта БВ8 Урьевского месторождения представлен в таблице 2.2.
Количество отказов за 1997 год по сравнению с прошлым годом незначительно снизилось с 559 до 536.
Большая доля отказов приходится на снижении изоляции в кабеле, что объясняется дефицитом кабельной продукции как 1996, так и в 1997 годах и использования кусков кабеля, бывшего в употреблении.
Практически на уровне осталось количество скважин отработавших менее 150 суток.
На снижение отказов положительно сказалось уменьшение количества некачественных ремонтов по отношению к 1996 году, с 240 до 183 ремонтов.
Пластовая жидкость Урьевском месторождении опреснена закачиваемыми «подтоварными» водами с сильно выраженными коррозионными свойствами, в следствии чего в отдельных скважинах наблюдается отложение солей на рабочих органах насоса.
В 1996 году установки ЭЦН вышли из строя по вине брака гидрозащиты 6 раз. В 1997 году количество некачественных ремонтов составило – 19.
Увеличение преждевременных ремонтов произошло из-за роста ремонтов по причине механического повреждения кабеля, негерметичности НКТ, неправильного подбора УЭЦН. Солидный «прирост» преждевременных ремонтов был получен по солеотложениям на рабочих органах насоса (по сравнению с 1996 годом с 12 до 18 ремонтов).
Увеличилось количество ремонтов по причине некачественного освоения скважин. Это происходит из-за несоблюдения технологами ЦДНГ-1 и ЦДНГ-2 инструкций по выводу УЭЦН на режим после ремонта, недостаточной обеспеченности экипажами ЦНИПРа для отбивки уровней при выводе скважин на режим.  



2.4. АНАЛИЗ ОТКАЗОВ УЭЦН НА
УРЬЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Нормальная работа добывающих скважин нарушается по разным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы, либо к существенному уменьшению её дебита. Причины прекращения или снижения добычи нефти или жидкости из скважины могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, из-за изменения пластовых условий, из-за прекращения подачи электроэнергии и т. д.
Надёжная работа скважин, оборудованных УЭЦН зависит не только от оптимального подбора оборудования, но и от ряда технологических факторов: недопустимость передавливания скважин во время глушения; типа и плотности жидкости глушения; способа вывода скважин на стационарный режим работы; учёта влияния искривленности ствола скважины и физико-химических свойств нефти и газового фактора.
Причинами преждевременных ремонтов скважин в 1997 году были:
- засорение рабочих органов ЭЦН;
- механические повреждения кабеля;
- неправильный подбор установки;
- электропробой ПЭД;
- заводской брак;
- некачественная работа цехов ЦБПО ЭПУ, УПНПиКРС, ПРС.
Засорение рабочих органов ЭЦН зависит не только от качества подготовки жидкости глушения на растворных узлах, соблюдения периодической промывки бойлеров, но и от чистоты спускаемого оборудования.
Анализ механических повреждений кабеля на Урьевском месторождении показывает, что при применении УЭЦН-5А, наружным диаметром 117 мм., частота механических повреждений кабеля примерно в три раза больше по сравнению с применением оборудования УЭЦН-5 (диаметром 103 мм.).
Приведённые данные показывают, что с увеличением габаритов установки увеличивается частота механических повреждений кабеля.
С целью уменьшения количества повторных и преждевременных ремонтов, связанных с механическим повреждением кабеля, во время проведения ПРС необходимо подъёмник располагать так, относительно азимута скважины, чтобы кабель находился сбоку насоса, а не под ним. Спуск УЭЦН с минимально возможной скоростью в зонах набора или снижения кривизны ствола по зенитному и азимутальному углам будет способствовать уменьшению механических повреждений кабеля. УЭЦН, в основном, оборудована плоским кабелем, который при спуске имеет свойство перекручиваться, сводя до минимума зазор между эксплуатационной колонной и НКТ. Следовательно, увеличение диаметра НКТ увеличивает вероятность повреждения кабеля.
Суммарное количество повторных ремонтов НКТ плюс преждевременные ремонты составило 4 случая, столько же было и в 1996 году. По вине ЦБПО ЭПУ в целом хотя и произошло небольшое снижение повторных и преждевременных ремонтов с 51 до 43, но в целом это составляет 24% от общего количества.
Не существенное увеличение отказов в сравнении с прошлым годом произошло по установкам: ЭЦН-50 на 7, ЭЦН-200 на 10. По ЭЦН-20 и по ЭЦН-25 количество отказов снизилось не значительно – на 20, по ЭЦН-250 – незначительно. По остальным типоразмерам ЭЦН отказы остались на уровне 1996 года.
Количество аварий при ремонте скважин увеличилось на 22%.
За 1997 год выполнено 183 некачественных ремонта или 76,3% к прошлому году. Из 90 некачественных ремонтов – повторные ремонты и работы составляют – 31, а преждевременные – 59.

Для сокращения преждевременных отказов УЭЦН необходимо:
1. Осуществлять контроль за скоростью спуска установки и бережным обращением с кабелем при проведении ПРС.
2. Производить правильный подбор оборудования УЭЦН, учитывая геолого-физические параметры скважин.
3. Применять эффективные методы вывода скважин на оптимальный режим после ПРС, КРС.
4. Скважины ЧРФ ремонтировать только при наличии мероприятий по их сокращению.



2.5. АНАЛИЗ ПУСКА ТРУДНОВЫВОДИМЫХ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН НА УСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ РАБОТЫ

На Урьевском месторождении существует фонд скважин, оборудованных УЭЦН, запуск в работу которых затруднён.
По данной теме произведена патентная проработка материала изобретений на способ эксплуатации нефтяных скважин электронасосом. Представлены следующие описания патентов и работ, посвящённых данной теме:
Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами с периодическими остановками./Двинин А. А.//Нефть и газ. Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф., Тюмень, 21-23, 1996. Т.2.-Тюмень, 1996-С.59-60-Рус.
Установка передвижная с полупроводниковым преобразователем частоты для освоения и вывода насосных скважин на режим./Семченко П. Т., Добродеев Ю. Е., Гордон И. А.//Нефть и газ. Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф., Тюмень, 21-23, 1996. Т.2.-Тюмень, 1996-С-140-Рус.
Разработана и внедрена установка передвижная с полупроводниковым преобразователем частоты (УППЧ) для освоения и вывода насосных скважин на режим. С её помощью путём индивидуального частотного управления погружными электроцентробежными насосами (ПЭЦН) обеспечиваются пуск, освоение и вывод на режим скважин после ремонта; вывод на непрерывный режим эксплуатации ранее работавших в периодическом режиме низкопродуктивных скважин; оперативное исследование скважин с целью определения коэффициента продуктивности и т. д. Оборудование для частотного управления насосными установками смонтировано в серийном кузове КАМАЗ-43101. Излагаются структура, функции, режимы работы, опыт и результаты эксплуатации УППЧ на нефтепромыслах Тюменской области. УППЧ может применятся и для вывода на режим скважин оборудованных винтовыми и штанговыми насосами.
Построение характеристик насосов при различных частотах вращения./Степанов О. А., Сорокина Т. В.//Нефть и газ. Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф., Тюмень, 21-23, 1996. Т.2.-Тюмень, 1996-С.96-97-Рус.
Предлагаемые программы обеспечивают оперативность при выборе требуемого режима насосных станций при частотном регулировании. Указанные характеристики могут быть использованы для решения задач обратного типа, а именно, определение частоты вращения вала электродвигателя и частоты питающего тока по требуемым значениям производительности и напора (или давления) насосной станции –по первой номограмме, и соответствующей им мощности, требуемой на валу насоса –по второй.
Процесс и приспособление для передачи информации внутри скважины. Procede et dispositif pour transmettre des informations relatives au fonctionnement dun apparei./Electrique au fond dun puits: Заявка 2708310 Франция, МКИ6 Е21 В 47/12. Veneruso Anthony; Serveces Petroliers Schlumberger № 9309223; Заявл. 27.7.93; Опубл. 3.2.95.
Предлагается способ передачи информации по работе электроагрегата внутри скважины при помощи датчика, сигнал от которого к приёмному устройству на поверхности передаётся электрическими проводами агрегата посредством индуктивной связи пар между датчиком, проводами и приёмным устройством.
Оптимизация параметров электропогружных насосов позволяет продолжить срок эксплуатации нефтяной залежи с высокой степенью обводнённости. Optimized electric submersible pumping to extend economic oil production in a high-watercut environment./Galles D. J. et all//J. Petrol. Technol-1996-48, №1-С.56-62-Англ.
Детально проанализирована эффективность использования электропогружных насосов при эксплуатации месторождения Ашли-Валли, связанного с песчаниками Вебер пенсильванского возраста на глубине 1260 м. в бас. Юинта в с.-в. части Юты. Среднесуточный отбор по 4 скважинам составляет 11,8 т/сут. нефти и 600 м3/сут. воды. Наиболее эффективны электродвигатели мощностью 130 л.с. марки 1250-V/60-А (КПД-87%), продолжительность работы которых на 900 дней больше, чем использующихся ранее марки 975/V92-А мощностью 150 л.с. Снижение энергопотребления уменьшило затраты на 26700 долл./год. Общая производительность возросла на 23%, отбор нефти увеличился с 4,3 до 5 т/сут., а потребление электроэнергии уменьшилось с 10969 кВтч до 10600 кВтч.

Освоение трудновыводимых скважин в НГДУ «Лангепаснефть» производится с прослеживанием кривой падения уровня (КПУ). Этим непосредственно занимается лаборатория техники и технологии добычи нефти (ЛТДН). При ЛТДН работает экипаж ЦНИПРа, состоящий из операторов по исследованию работы скважин и выводу их на оптимальный режим. На примере вывода скважины 578 куста 81 Урьевского месторождения данные кривой падения уровня представлены в таблице 2.3. и на рисунке 2.1. Видно, что на третий день освоения скважины установка вышла на режим.
Перед проведением подземного ремонта скважину, с целью предотвращения проявления, задавливают технологической жидкостью с большим удельным весом. В следствии этого из-за резкого повышения забойного давления жидкость глушения начинает отфильтровываться в призабойную зону пласта, превращаясь там в остаточную, связанную воду чем резко снижает фильтрационно-ёмкостные свойства призабойной зоны пласта данной скважины.
После проведения ремонта, с целью удаления остаточной воды из ПЗП и вызова притока нефти из пласта необходимо, с одной стороны на забое единовременно создать значительный перепад давления, с другой – установку вводить в работу постепенно, растягивая во времени процесс увеличения её мощности (а значит и производительности) вплоть до проектной.
Данные вопросы заставляют промысловых работников разрабатывать технологии запуска насосных скважин на установившийся режим работы.
Для освоения трудновыводимых скважин на установившийся режим работы применяются следующие технологии:
• Циклический метод освоения;
• Штуцирования скважин во время вывода на режим;
• Использование частотно регулятора привода ПЭДа.
В частности, на Урьевском месторождении НГДУ «Лангепаснефть» при освоении скважин применяется циклический метод, сущность которого заключается в том, что с помощью периодического включения погружной установки сделать температурный режим ПЭД менее напряжённым. Такой метод позволяет избежать перегрева двигателя во время запуска скважин только в том случае, когда с каждым циклом увеличивается приток из пласта. Немаловажное значение при этом методе играет правильный подбор подземного оборудования.
По большинству скважин развиваемые напоры установок не смогут обеспечить значительного снижения уровня, обеспечивающего хороший приток жидкости из пласта. Поэтому периодические пуски и остановки которые осуществляют на промыслах, позволяют постепенно заменить или разбавить тяжёлую минерализованную воду жидкости глушения более лёгкой, газированной пластовой жидкостью. Облегчённая жидкость в затрубном пространстве скважины оказывает на забой меньшее давление и даёт возможность создать в последующие циклы большой перепад давлений на пласт, а следовательно вызвать больший приток из пласта.
Замена одной жидкости другой при таком методе освоения происходит постепенно и это безусловно требует много времени, а значит ведёт к простаиванию скважин и потере в добыче нефти. Так же применение этого метода нецелесообразно, если скважина обладает плохими фильтрационными свойствами призабойной зоны, т. е. за каждый последующий цикл не происходит значительного увеличения притока жидкости из пласта.
Кроме того, применение данного способа вывода скважины на режим может привести к выходу установки из строя. Дело в том, что с каждым последующим включением установки в работу (с каждым новым циклом) надежность её работы уменьшается. Это происходит по причине больших пусковых токов ПЭДа, а значит существует возможность пробоя изоляции статора.
Из выше сказанного можно сделать вывод, что циклический метод освоения не всегда целесообразен и он может применяться в скважинах с хорошими коллекторскими свойствами, в других же случаях он приводит или же к долгому простаиванию скважины, или же к выходу из строя УЭЦН.
Инженером Линевым был разработан и предложен штуцерный метод вывода скважин, оборудованных УЭЦН на стационарную работу.
Сущность этого метода в том, что при наличии штуцера на выкиде скважины при освоении, установка работает с ограниченной производительностью. Это приводит к тому, что динамический уровень падает плавно. Насос откачивает жидкость глушения из затрубного пространства меньшими темпами по сравнению с работой без штуцера, что даёт время пласту включатся в работу.
Кроме этого по штуцеру определяют правильность вращения ПЭД. Устанавливают штуцер и замеряют перепад давления на штуцере. Затем меняют фазы и снова замеряют давление, если величина первого замера больше второго, то в первом случае вращение было правильным.
Определение производительности, немаловажно в период освоения, так как если дебит меньше минимально-допустимого, то установка может выйти из строя ввиду перегрева двигателя. Для каждого типоразмера насоса определён соответствующий диаметр штуцера и определено время по истечении которого, при условии правильной работы установки и при подаче насоса не менее минимально-допустимой, считается что она выведена на основной режим. Параметры по выводу УЭЦН на режим с применением штуцера даны в таблице 2.4.
Недостатком данного способа вывода скважин на режим заключается в трудности подбора верного диаметра штуцера.

Таблица 2.4.
Параметры по выводу УЭЦН на режим
с применением штуцера.
Параметры Типоразмер УЭЦН
 50 80 130 160 200 250 360 500
Диаметр пускового штуцера, мм 6 9 10 12 14 15 18 21
Номинальная производительность, л/с 0,5 1 1,5 2 2,5 3 4 6
Минимально-допустимая производительность, м3/сут 25 60 100 125 145 190 290 350
Продолжительность непрерывной работы, час  5 4 3 2 2 2 2 2

Существует способ вывода скважин, оборудованных УЭЦН на установившийся режим с помощью частотно-регулируемого привода ПЭДа.
Целью способа является повышение эффективности за счёт ускорения ввода насосных скважин на оптимальный режим работы.
По своей сущности предлагаемый способ эксплуатации малодебитной скважины электронасосом с частотно-регулируемым приводом основан на регулировании скорости притока жидкости из пласта в скважину.
Задача, обусловлена особенностью эксплуатации малодебитной скважины, производительность которой мала и выходит из области возможностей согласования с электронасосом. Поэтому откачку жидкости из такой скважины приходится периодически прекращать с целью необходимого накопления жидкости в скважине за счёт притока пластовой продукции, однако, при реализации известных способов процесс восстановления происходит в скважине при отключённом состоянии насоса от источника напряжения питания, жидкость находящаяся в колонне подъёмных труб под избыточным давлением сливается в скважину и этот процесс не удается предотвратить известными способами, в том числе, например, с помощью глубинных обратных клапанов, устанавливаемых на выкиде электронасоса. В результате снижается эффективность откачки жидкости, искажается процесс восстановления, уменьшается приток жидкости из пласта из-за опережающего слива жидкости из подъёмных труб в скважину. При этом запуск насоса до завершения слива затруднён и может привести к аварии насосного агрегата, а вынужденное увеличение продолжительности отключения насоса не эффективно из-за падения притока пластовой продукции. Выход из данного положения не позволяют реализовать известные технические решения.
Устройство, для регулирования числа оборотов погружного электродвигателя, представляет собой электрическую установку с теристорным преобразователем частоты тока.
Это устройство используется для вывода скважин на оптимальный режим работы путём изменения частоты вращения вала электродвигателя ЭЦН. Применение частотно-регулируемого привода позволяет в широких пределах менять параметры (подачу и напор) насоса без подъёма его на поверхность.
Способ позволяет использовать передвижную терристорную установку для обслуживания нескольких скважин.
Способ реализуют следующим образом.
Спущенный в скважину на колонне насосно-компрессорных труб ЭЦН подключают к электросети через терристорный преобразователь частоты (ТПЧ) и выводят скважину на оптимальный режим работы, согласуя производительность насоса с притоком жидкости из пласта.
Этот способ эксплуатации скважин ЭЦН с частотно-регулироваемым приводом применим и для эксплуатации малодебитных скважин.
Недостатком способа является то, что для его реализации требуется оснащение всех ЭЦН дополнительным электрооборудованием с тирристорными преобразователями частоты (ТПЧ).
На рис. 2.5. показана стандартная блок-схема подключения ЭЦН к электросети, а на рис. 2.6. блок-схема подключения ЭЦН с ТПЧ. На рис. 2.7. – блок-схема ТПЧ.


Размер файла: 3,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Анализ работы фонда скважин оборудованых УЭЦН пласта БВ Урьевского месторождения-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Z-PAYMENT VISA Card MasterCard Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!