Анализ работы глубинно-насосного оборудования на Ельниковском месторождении-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Анализ работы глубинно-насосного оборудования на Ельниковском месторождении-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект состоит из 118 стр., 8 таблиц, 5 рисунков, 9 исполь-зованных источника.
СКВАЖИНА, НЕФТЬ, ГЛУБИННО-НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД, ДОБЫЧА.
В ходе дипломного проектирования был проведен анализ работы глубинно-насосного оборудования. Выявлены основные причины осложня-ющие работу нефтяных скважин штанговыми глубинными установками и выработаны мероприятия по улучшению работы скважин.
На Ельниковском месторождении добыча нефти ведется только меха-низированным способом. Добывающий фонд на 1.10.2005 года составил 316 скважин, 90% из них оборудованы штанговыми глубинными насосами (ШГН).
Глубинно-насосное оборудование (ГНО) на Ельниковском месотрож-дении Работает в осложненных условиях. Повышенная вязкость нефти, низ-кие коллекторские свойства пород, сложные горно-геологические условия залегания, высокая обводненность продукции скважин, агрессивность среды, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) осложняют добычу нефти. Как следствие повышается количество ремонтов и снижается межремонтный период (МРП) скважин.
За 2005 год на месторождении произведен 271 текущий ремонт глу-бинно-насосного оборудования . Если учесть, что средняя стоимость одного текущего ремонта проведенного в 2005 году составила 120000 рублей, то особую актуальность приобретают мероприятия по повышению эффективно-сти работы ГНО.
2.1 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения
Ельниковское месторождение введено в промышленнуюразработ-кув1977 году и разрабатывается согласно технологической схеме, которая была составлена в 1991 году. Каширо-подольский и турнейский объекты считаются возвратными, ввиду низких фильтрационных свойств коллекторов и их низкой продуктивности и эксплуатируется единичными скважинами., введены в пробную эксплуатацию в 1984году. В промышленной разработке находится визейский объект.
Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90г. Запасы нефти рас-пределяются следующим образом: категория В-670202 тыс.т. балансовых запасов и 27958 тыс. т. Извлекаемых запасов, по категории С1-44078 тыс. т. балансовых запасов и 10086 тыс. т.извлекаемых, по категории С2- 30952 тыс. т. балансовых запасов и 6463 тыс. т. Утвержденный коэффициент извле-чения нефти-0,34
По состоянию на 0.1.10. 2005 года на месторождении пробурено 615 скважин из них: 316– добывающие, 198 – нагнетательные, 22 – контрольные и пьезометрические, 2 дают техническую воду, 4 – поглощающие, 56 – в консервации и 17 ликвидированные. Распределение фонда по объектам сле-дующие: 56 скважины на каширо-подольский объект, 552 скважин в разра-ботке на визейский объект и 6 скважины на турнейский объект.
За весь период эксплуатации месторождения по состоянию на 01.01.2005г. добыто 21035 тыс.т нефти, что составляет 55,2 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти 0,187 при утвержденном 0,342, отобрано 67319 тыс.т. жидкости, при этом обводнен-ность продукции достигла 83 %, закачано в продуктивные пласты с начала разработки 80434 тыс.м3 воды. Накопленная обеспеченность отбора жидко-сти закачкой составила 119 %.
Максимальный уровень добычи нефти на месторождении был достигнут в 1986 году и составил 1325,1 тыс.т, темп отбора от НИЗ при этом был - 3,5 %.
Средний дебит действующих скважин по Ельниковскому месторожде-нию составил: по нефти-5,9т/сут, по жидкости-31,9т/сут; средняя обводнен-ность-81,6%; максимальный дебит нефти47т/сут, по жидкости-383,8т/сут. Средняя приемистсть нагнетательных скважин-200м.
Утвержденный вариант разработки предусматривал следующие ос-новные положения:
• Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;
• Продолжительность разбуривания 9 лет;
• Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, и 31 специальной сква-жины (сетка 400х400м);
• Максимальный уровень добычи нефти – 1323 тыс.т/год;
• Давление на устье нагнетательных скважин 13.0 МПа.
Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. нефти, 114383 м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти – 3,6 т/сут, жидкости – 9,4 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 56 скважинами, из них 50 добывающих, в нагнетательном фонде числится 1 скважина. Большая доля добывающего фонда-37 скважин (78,7%) работает с обводненностью продукции 20-50%, 17 скважин с обводненностью 51-90% и 10 скважин с обводненностью более 90%.
Среднее начальное пластовое давление по каширо-подольским отло-жениям составляло 10,5МПа. В настоящее время оно колеблется от 5,1-7,8МПа.
Турнейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1979 году. Эксплуатация залежи осуществляется 2 скважинами. За весь период эксплуа-тации отобрано 39512 т. нефти, 94337 м3. жидкости, обводненность – 85,9%. средний дебит по нефти в 2004 году он составил 2,7 т/сут, по жидкости 19,1 т/сут. Максимальное количество скважин по объекту достигало 10, все сква-жины дывшие вработе на данном объекте были мало дебитными по нефти.
Это говорит о низких фильтрационных свойствах коллекторов и их низкой продуктивности, по этому каширо-подольские и турнейские объекты отно-сятся к возвратным.
Яснополянская залежь введена в эксплуатацию в 1977 году. В насто-ящее время визейский объект эксплуатируется 229 добывающими и 120 нагнетательными скважинами.
Общий фонд скважин по объекту составляет 552 скважины, из них-264 добывающих( в настоящее время 229 действующих и 35 бездействующих).В нагнетательном фонде числится 197 скважин, из них120 скважин действую-щих, 77 скважин в бездействии. Основной фонд малодебитный по нефти вы-сокообводненный.
Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2005 г. добыча нефти составила 517,5 тыс.т., добыча жидкости 2576,6 тыс.т.
С начала разработки отбор нефти составил 20927,654 тыс.т 73,9 % от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0.34. текущая обводненность 83,9%
С 1977 года начата закачка воды в залежь. В системе ППД использу-ется как пресная вода с водозабора на реке Кама, так и попутно-добываемая вода.Начиная с 2002 года объем закачки стабилизировался на уровне 2400 тыс.м. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 9,7 МПа против проектного 13 МПа. Фактическое давление нагнета-ния обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пласто-вое давление незначительно ниже начального (13,2 МПа против 13,7 МПа). Это указывает на высокую эффективность реализованной системы ППД. Применяемая система заводнения – площадная по обращенной семиточечной схеме. Система характеризуется наиболее интенсивным воздействием на пласт и обеспечивает наиболее широкий охват процессом заводнения неод-нородных и прерывистых пластов, каковыми и являются пласты яснополян-ского объекта. На 1.10.05 г. средний дебит одной скважины по нефти соста-вил 5,3 т/сут, по жидкости 33,67т/сут.:
По состоянию на 01.10.2005 на визейском объекте большая часть до-бывающего фонда(71.1%) работает с дебитами нефти 0.1-5 т/сут., в том числе 2 скважины с обводненностью 5-20%, 17 скважин с обводненностью 21-50%, 74 скважины с обводненностью 51-90%, 70 скважин с обводненностью более 90%.
С суточными дебитами нефти от 5.1 до 10 т/сут работают 38 скважин, в том числе шесть скважин работают с обводненностью 21-50%, двадцать семь скважин работают с обводненностью 51-90%, пять скважин работают с обводненностью больше 90%.
С суточными дебитами нефти 10.1-20 т/сут. Работают 15 скважин, в этом числе две скважины с обводненностью 21- 50% и тринадцать скважин с обводненностью 51-90%.
С суточным дебитом нефти 20-35 т/сут. Работает восемь скважин, в этом числе две скважины с обводненностью 5-20%, две скважины с обвод-ненностью 21-50% и четыре скважины с обводненностью 51-90%
С суточными дебитами нефти 35.1-60 т /сут работает пять скважин, в этом числе две скважины с обводненностью 21-60%, три скважины работает с обводненностью 51-90%.

В данном проекте были проанализированы проблемы и ослож-нения возникающие при работе ГНО добывающих скважин УДНГ-2, были описаны существующие методы увеличения МРП. При анализе ремонтов выявлен фонд скважин имевших более трех ремонтов за 2005 год. Основными причинами ремонтов являлись: отложения АСПО, отка-зы насосов, обрывы колонны штанг. По часто ремонтируемым скважи-нам был проведён анализ технологических параметров эксплуатации, физико-химических свойств флюидов, особенностей конструкции сква-жины,. На основании изученных материалов, по конкретным скважинам, предложены обоснование причин отказов ГНО и предложены практиче-ские рекомендации по оптимизации работы ГНО на этих скважинах.
Расчет экономических показателей доказывает, что внедрение предложенных мероприятий позволит увеличить МРП, увеличить добы-чу нефти, улучшить технико-экономические показатели работы скважин.