Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН Самотлорского месторождения-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН Самотлорского месторождения-Дипломная работа-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Самотлорское нефтетегазовое месторождение открыто Главтюменьгеологией в 1965 г.
В 1968 г. на бюро ЦКР (протокол № 184) рассмотрена технологическая схема разработки первоочередного участка на южной части месторождения [1], [2]. В ней было предусмотрено выделение двух объектов, бурение 18 нагнетательных и 44 добывающих скважин, уровень добычи нефти 5,5-6 млн.т/год. В 1968 г. при составлении Генеральной схемы на месторождении площадью более 1200 км2 было пробурено всего 33 разведочных скважины, которые, естественно, не могли отражать даже основные черты строения месторождения. Площадь пластов группы представлялась значительно меньше фактической. Особенности залегания нефти и газа были неизвестны. Запасы нефти пластов АВ1, АВ2-3 и БВ10 на 40-80% относились к категории С2. Данные о геологическом строении были ограниченные или отсутствовали. Из нескольких рассчитанных вариантов Центральная комиссия по разработке месторождений Миннефтепрома приняла вариант с 3-х рядной системой и сеткой скважин, плотностью 64 га/скв (800Х800 м2), шириной полос - 3,6 км с выделением двух объектов: пласты БВ8 - БВ10 и пласты АВ4-5 - АВ2-3.
При обсуждении Генеральной схемы разработки Самотлорского месторождения 22.01.1971 г. было принято решение:
- рассмотреть вариант разработки с бурением самостоятельной сетки скважин на пласт АВ2-3 и на пласт БВ10 и организацией З-х и 5-ти рядных блоковых систем разработки, учесть мероприятия по интенсификации добычи нефти - переноса фронта нагнетания, очагового заводнения, бурения скважин и т.д.
В 1971 г. Центральная комиссия постановила:
-принять систему разработки месторождения, обеспечивающую добычу нефти в 1975 г. - 60 млн.т, в 1980 г. - 100 млн.т и предусматривающую:
- выделение пяти объектов разработки АВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10;
- разрезание каждого из объектов на полосы шириной около 4 км с максимальным совмещением линии нагнетания по объектам;
- бурение преимущественно самостоятельных скважин на каждый объект, пятирядное размещение эксплуатационных скважин со смещением сеток объектов относительно друг друга и т.д.

Заключение, выводы
и рекомендации


В данном дипломном проекте я провожу анализ работы фонда скважин, оборудованного УЭЦН, по ДАООТ “Самотлорнефть”.
Провожу методику подбора УЭЦН которая является не очень сложной и позволяет провести расчет ЭЦН без применения компьютера.
Далее проводу оптимизационный расчет работы скважин оборудованных УЭЦН по объекту БВ10 в границах ДАООТ “Самотлорнефть”. Анализ показывает, что в данных границах спущено 54 насоса ЭЦН. 14 из них в связи с ухудшением ПЗП взяты для гидроразрыва пласта моим коллегой - Сутунковым Ю.С. Из оставшихся сорока скважин находилось в работе только 27 скважин. По ним я произвожу оптимизационный расчет.
По скважинам после ГРП по ожидаемым дебетам я подбираю УЭЦН.


Выводы

1. Из взятых мной 27 скважин по объекту БВ10 только 48% скважин работают с газосодержанием на входе в насос до 20% в целом работа фонда скважин оборудованных ЭЦН можно оценить как удовлетворительную.

2. Большое число отказов по ДАООТ “Самотлорнефть” - 661 (спущено 1247 насосов), составляет 53% .

3. Основными причинами отказов являются:
 - снижение сопротивления изоляции системы “кабель-двигатель” (514 отказов);
 - отложение солей в рабочих органах насосов (46 установок);
 - отсутствие подачи в связи с износом рабочих органов (31 установка);
 - негерметичность НКТ (21 установка).



Рекомендации

1. По 17-и скважинам можно повысить дебет. От оптимизации работы фонда скважин получен прирост в дебете - 6.2 м3/сут на 1 скважину. Всего 107 м3/сут. Поток денежной наличности составил 1409.6 млн. руб.

2. Для получения большего прироста в дебете необходимо производить оптимизационные расчеты не реже 1 раза в полугодие.

3. Произвести на скважинах, где произошли обрывы УЭЦН повторную инклинометрию - по 23-м скважинам (2,3% от спущенного фонда).

4. Увеличить число скважин оборудованных датчиком давления, температуры и вибрации, для предупреждения обрыва УЭЦН на скважинах с дебетом до 200 м3/сут, на остальных устанавливать страховочные канаты.

5. Внедрять систему автоматического отключения насосов при отсутствии подачи.