Пути повышения эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования на Ижевском месторождении-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов неф

Пути повышения эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования на Ижевском месторождении-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Дипломный проект состоит из 113 страниц машинописного текста, 23 рисунков, 24 таблиц. В работе использовано 15 источников литературы.
АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ГЛУБИННОНАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД РАБОТЫ СКВАЖИНЫ (МРП), ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ (ПРС), ФОНД СКВАЖИН, ШТАНГОВЫЙ ГЛУБИННЫЙ НАСОС (ШГН),ЭЛЕКТРОВИНТОВОЙ НАСОС (ЭВН).
В ходе дипломного проекта был проведен анализ эксплуатации глубин-насосного оборудования на Ижевском месторождении. Раскрыты причины, приводящие к выходу из строя глубиннонасосного оборудования. Предложены мероприятия, направленные на увеличение межремонтного периода работы скважин и внедрение электровинтовых насосов, с целью улучшения технико-экономических показателей.
Ижевское нефтяное месторождение открыто в 1969 году. Месторождение расположено в северо-западной части Сарапульской возвышенности, в междуречье рек Иж и Кама. Промышленные запасы нефти впервые были утверждены в 1974 г. по результатам поисково-разведочного бурения.
Нефтяные залежи на Ижевском месторождении приурочены к пласту D0 тиманского горизонта верхнего девона(абс.от.-1787,толщ.10-15м,эфф.т.3,48м,дл.по оси 7,8км,по кортк.3км) и пласту В-II верейского горизонта среднего карбона(абс.от.-892,толщ.46-54м,эфф.т.2,86м,дл.по оси 7км,по кортк.2,5км) Пл.No 2 и No1.

По общепринятой классификации поверхностная нефть в верейских отложениях характеризуется как тяжелая (с плотностью 0,8906 г/см3), парафинистая (3,19%), высокосмолистая (17,16%), высокосернистая (2,88%), в девонских – также тяжелая по плотности (0,8775 г/см3), парафинистая (3,40%), смолистая (15,08%) и сернистая (1,83%).
На 01.01.2005 года на балансе ФГФ числятся остаточные запасы в количестве 7192,7 тыс. т геологических, 1961,7 тыс. т извлекаемых категории В+С1. Накопленная добыча нефти на 01.01.2005 года составила 2278,3 тыс. тонн нефти.
Месторождение введено в промышленную разработку в 1981 г. в соответствии с «Уточненной технологической схемой разработки Ижевского нефтяного месторождения Удмуртской АССР».

Утвержденный вариант разработки предусматривал:
 выделение одного объекта разработки – пласт Dо тиманского горизонта;
 разбуривание объекта по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м;
 площадную систему заводнения по обращенной семиточечной схеме;
 размещение проектных скважин в пределах изопахиты эффективной нефтенасыщенной толщины 4 м;
 максимальный уровень добычи нефти 150 тыс. т/год;
 бурение 26 добывающих и 12 нагнетательных скважин;
 механизированный способ эксплуатации;
 забойные давления в добывающих скважинах – 9 МПа;
 давление на устье нагнетательных скважин – 15 МПа.

Утвержденный вариант разработки девонского объекта предусматривал следующие основные положения:
 проектный уровень добычи нефти – 133 тыс. т;
 фонд скважин за весь срок разработки – 93, в т.ч. 41 добывающая, 32 нагнетательных, 6 дублеров вместо обводнившихся добывающих, 6 пьезометрических, 3 оценочных, 5 резервных;
 механизированный способ эксплуатации;
 забойные давления в добывающих скважинах – 11,3 МПа;
 давление на устьях нагнетательных скважин – 10 МПа.
В соответствии с рассмотренным вариантом предусматривалась дальнейшая разработка верейского объекта системой вертикальных и горизонтальных скважин при площадном заводнении (протокол геолого-технического совещания ОАО «Удмуртнефть» от 09.1997 г.).
Всего на 01.01.2005 г. из залежей Ижевского месторождения добыто 2278,3 тыс. т нефти, что составляет 53,7 % от НИЗ. В 2004 г. отобрано 45,199 тыс. т нефти, темп отбора от НИЗ составил 1,1 %. Текущая обводненность продукции – 53,4%.



Весь добывающий фонд Ижевского месторождения по состоянию на 1.01.2005 г. составляет 30 скважин (из них 12 скважин находятся в эксплуатации на верейском объекте, 18 скважин – на девонском объекте разработки), в действующем фонде – 27 скважин (12 – на верейском объекте и 15 – на девонском объекте), 3 находятся в бездействии. Все скважины, кроме одной (2803),а данный момент двух(2874)УЭЦН,эксплуатируются штанговыми глубинными насосами.

Как видно из представленных таблиц, все скважины верейского объекта эксплуатируется с дебитами по нефти до 5 т/сут, с обводненностью более 90% работает 1 скважина, в основном скважины (66,7%) эксплуатируются с обводненностью до 20%.
Скважины девонского объекта в основном работают с дебитами по нефти от 5 до 20 т/сут (60%), с обводненностью более 90% - 2 скважины.
Средняя депрессия на пласт составила на девонском объекте – 8,3 МПа, на верейском – 6,7 МПа.
Коэффициент эксплуатации скважин на 1.01.05 г. составил: по девонскому объекту- 1,0, по верейскому объекту – 0,97, коэффициент использования: по девонскому объекту – 0,83, по верейскому объекту – 1,0.


Наработка на отказ рассчитывается как для всего механизированного фонда скважин, так и для скважин каждого из отдельных способов эксплуатации: УЭЦН, ШГН и т.д.
отработанн сумма ое время в календарный период(суток)
Наработка на отказ ------------------------------------------------------------------
сумма отказов в работе скважин за этот же период

где числитель – сумма времени (в сутках), отработанного в календарный период – скользящий год – всеми нефтяными скважинами, эксплуатирующимися данным способом.

В проекте было проанализирована эксплуатация ГНО. Применяемое на Ижевском месторождении насосное оборудование может работать со средним коэффициентом подачи 0,6 при величине отношения забойного давления к давлению насыщения от 0,9 до 1,5.
Анализ аварийности ГНО.
.(Пл.No 3)Как видно, основные отказы ГНО на Ижевском месторождении происходят по причине отложения АСПО и с ним связанные последствия. Из 66 случаев преждевременного отказа за 2003-2005 год. 42 отказ произошел по причине косвенного или прямого влияния отложений АСПО. Незначительное влияние оказывает износ и некачественное изготовление ГНО, поэтому в дальнейшей в работе уделяю основное внимание мероприятиям по борьбе с отложениями АСПО. (под понятием АСПО рассматриваются комплексные отложения, как самих асфальто-смоло-парафиновых отложений, так и высоковязкой эмульсии.)

До 2004 года основным мероприятием по борьбе с отложениями парафина являлись горячие обработки нефтью. Они проводились с периодичностью от 30-60 суток в объеме 24-27м3 на 1 скважину. Эффективность обработок была крайне низкая т.к. наработка на отказ не превышала 350-370 суток. Причинами этого могло быть следующее: 1) Отсутствие необходимого восходящего потока жидкости в НКТ для выноса асфальто-смоло-парафиновых отложений. 2) Присутствие высоковязкой эмульсии препятствующей растворению асфальто-смоло-парафиновых отложений в потоке нефти.(Пл.No3)

В связи с низкими пластовыми давлениями ГО были не эффективными т.к. происходило глушение скважины нефтью и не было достаточной циркуляции. Мы заменили ГО на химобработки. .(Пл.No3)
Отказ от горячих обработок не привел снижению наработки на отказ, но при этом значительно уменьшились затраты на добычу нефти. Таким образом, для увеличения наработки на отказ ГНО на Ижевском месторождении необходимо применение других технологий.
Рассмотрим внедрение бесштанговых насосов типа УЭЦН или УЭВН. Применение УЭЦН с периодическим пуском скребка на скважине 2874 подтвердил такую возможность и дал ощутимые результаты. Как известно УЭЦН значительно чувствителен к повышению газового фактора и вязкости перекачиваемой жидкости. Ижевское месторождение характеризуется высоким значением газового фактора (Г=29м3/т). При таком значении газового фактора для УЭЦН необходимо планировать дополнительные мероприятия по уменьшению влияния газа, а это дополнительные затраты.
Опыт эксплуатации насосов с погружными электродвигателями показал, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязкой нефти, а в определенных осложненных условиях выбор УЭВН является практически единственным возможным вариантом.
Насосы серии ЭВН предназначены для добычи нефти преимущественно повышенной вязкости (до 10 Ст) с содержанием механических примесей до 0,8 г/л и свободного газа до 50% на приеме насоса.
  Таким образом из двух вариантов УЭВН по технологическим параметрам наиболее подходит к условиям Ижевского месторождения (пласт Dо тиманского горизонта;
. Из-за отсутствия опыта применения УЭВН на месторождения Удмуртии предлагаю произвести пробную эксплуатацию УЭВН(со скребком для предотвращения АСПО) на скважинах 2847,2852, а на скважине 2874 продолжить эксплуатацию УЭЦН для построения в дальнейшем сравнительных характеристик. Для окончательного выбора варианта применения УЭВН необходимо провести расчет технологической эффективности. В проекте я рассмотрел один из эффективных методов повышения работы глубинно-насосного оборудования(за счет уменьшения простоя СКВ.) это смена УШГН на УЭВН, и так планируется заменить две установки.
Для замены ШГН выбраны скважины с часторемонтируемого фонда с продолжительностью времени наработки на отказ 120суток, анализ работы скважин УЭВН на месторождениях Удмуртии показал, что наработка на отказ данных установок находится в пределах 360 суток, таким образом коэффициент эксплуатации при внедрении данного мероприятия вырастет с 0,917 до 0,973.
Кэк = t работы гно / t год. календ.время
t работы гно = t год. календ.время – t время простоя скважины
t время простоя скважины рассчитывается с учетом ремонта ПРС и ожидания ПРС (в среднем 10 суток)
Для УШГН из расчета 3 ремонта в год:
Кэк = 335дн / 365дн = 0,917
Для УЭВН из расчета 1 ремонта в год:
Кэк = 355дн / 365дн = 0,973
При расчете по дополнительной добыче, потеря нефти при эксплуатации составит:
Qн = Qсут * t простоя
Qн шгн = 10 т/сут * 30сут = 300т/скв.(в год)
Qн эвн = 10 т/сут * 10сут = 100т/скв. .(в год)
Итого при смене двух УШГН на УЭВН ежегодные потери нефти сократятся с 600т до 200т.(400т.)


Пл.No 4 Сравнительный анализ технико- экономических показателей при эксплуатации и внедрении глубинно- насосного оборудования ШГН и ЭГН показали, что за анализируемый период времени(3года) объем добычи нефти на установке ЭВН выше на 1200т чем, на установке ШГН, что увеличивает выручку от реализации в расчетном периоде на 5232,576 тыс. руб. ,прибыль от реализации на 773,55 тыс. руб., уменьшает эксплуатационные затраты на проведение ремонтных работ на 345,6 тыс. руб. При периоде окупаемости УЭВН около 6 месяцев.








доклад