Перевод скважины с фонтанного способа на УЭЦН на Федоровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобы

Перевод скважины с фонтанного способа на УЭЦН на Федоровском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день в мире существует множество способов добычи нефти: фонтанный, газлифтный, с помощью подземных насосов различного типа.
Каждый способ имеет свои достоинства и недостатки. Фонтанный спо-соб самый дешевый, но позволяет добыть лишь 10-15% всей пластовой жид-кости месторождений и не более. Газлифтный способ позволяет добывать большие объемы жидкости (1500-3000 кубических метров в сутки), имеет большой межремонтный период, простое подземное оборудование, но до-вольно громоздкое и дорогое наземное. Применение штанговых скваженных насосов ограничивается малой производительностью, глубиной спуска насо-са, громоздкостью наземного оборудования и малым межремонтным перио-дом. Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) получили наиболь-шее распространение в виду простоты, надежности и универсальности. Ком-пактное наземное и подземное оборудование, разнообразие типаразмеров, их исполнение позволяет применять УЭЦН в различных условиях: наклон скважины в месте установки насоса до 43 градусов, воды до 99% и т.д. По-дачи насосов колеблются от 20 до 800 кубических метров в сутки, что пере-крывает в большинстве своем дебеты многих скважин.
Одним из наиболее перспективных механизированных способов добы-чи нефти из скважины является применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Центробежные насосы для откачки жидкости из скважины принципиально не отличаются от обычных электроцентробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли. Однако ма-лые радиальные размеры, обусловленные диаметром обсадных колонн, в ко-торые спускаются центробежные насосы, практически неограниченные осе-вые размеры, необходимость преодоления высоких напоров и работа насоса в погруженном состоянии привели к созданию центробежных насосных агре-гатов специфического конструктивного исполнения.
К числу основных составляющих себестоимости добычи нефти относятся удельные объемы добычи, потребление электроэнергии, стоимость оборудо-вания (пропорционально МРП), а также затраты на проведение технологиче-ских операций и исследование скважин. При этом применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых факторов и часто в ущерб другому.
Эксплуатация добывающих нефтяных скважин при помощи УЭЦН поз-воляет одновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти. Это, в частности, увеличение дебита на 10–15%, снижение по-требления электроэнергии в 2–3 раза, увеличение МРП в 1,5–2 раза и эко-номия на «удельной» стоимости управляемых УЭЦН.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС4-8. Они представле-ны на всех площадях Фёдоровского месторождения и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты. Содержат 159,1 млн. тонн утвер-ждённых начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23,4 % от запасов месторождения.
Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключённую между обширной газовой шапкой и подстилающей её подошвенной водой. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленых работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объё-мов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1,2 тыс. м3 газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8. При тонкой нефтяной оторочке не удаётся организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.
Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводнённости продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС4-8 Фёдоровского месторож-дения оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительных объёмов попутно добываемых воды и газа. Тра-диционными методами разработки за реальные сроки утверждённая нефте-отдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому в 1993 году на месторожде-нии пробурены четыре горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Фёдоровского месторождения.
Фёдоровское месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти по всем объектам, находящимся в разработке долгие годы. Поэтому необходимо сконцентрировать всё внимание на залежах, содержащих запасы нефти, извлечение которых позволило бы замедлить падение добычи нефти и стабилизировать её. С этой целью рассмотрим структуру извлекаемых запа-сов нефти.
Запасы нефти Фёдоровского месторождения утверждены ГКЗ СССР и составляют: балансовые – 1848,8 млн. тонн, извлекаемые – 681,3 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,369(по категориям В+С1), балансовые 310,5 млн. тонн, извлекаемые 43,6 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения 0,141 (по категории С2).
Начальные извлекаемые запасы нефти распределялись по объектам разработки следующим образом: основной объект – пласт БС10 – 66,8 %,в сложнопостроенных газонефтяных залежах пластов АС4-8 – 23,4 %, на объек-ты БС1-2, БС101 приходилось 4,5 и 3,7 % соответственно, в пласте АС9 – 1%, а в пластах ЮС21, БС16 – 0,6 % в сумме. Таким образом, в целом на объекты группы БС приходилось 75,6 % НИЗ, а на объекты группы АС 24,4 % НИЗ. Выработка запасов нефти по основному объекту разработки – пласту БС10 достигла – 85 %, по объекту БС101 - 59 %, по объекту БС1-2 - 41 %, по объекту АС9 – 74%.за счёт разработки объектов произошли изменения в структуре извлекаемых запасов нефти. Текущие извлекаемые запасы месторождения со-ставляют 253,9 млн. тонн и распределяются по объектам разработки следу-ющим образом: от запасов нефти основного объекта разработки пласта БС10, который был определяющим в добыче нефти многие годы, осталось 68,3 млн. тонн при текущей обводнённости 91,3 %, в пластах БС1-2, и БС101 18,2 млн. тонн, 10,3 млн. тонн при текущей обводнённости 81,4 и 71,2 % соответ-ственно, в пласте АС9 осталось 1,9 млн. тонн нефти при текущей обводнённо-сти 85,7%. В сумме по объектам БС10 – АС9 текущие извлекаемые запасы со-ставили 98,6 млн. тонн или 39% от ТИЗ месторождения.
Из распределения текущих запасов нефти по объектам разработки сле-дует, что перспектива развития добычи нефти на Фёдоровском месторожде-нии связана с промышленным освоением объектов АС4-8. В технологической схеме 1995 года был утверждён вариант разработки нефтяной оторочки пла-стов АС4-8 с применением горизонтальных скважин, которых предполагается пробурить 1003. Технико-экономические расчёты показали, что экономиче-ская эффективность от применения горизонтальных скважин на порядок вы-ше, чем с применением вертикальных скважин, при этом коэффициент извле-чения нефти увеличивается в 1,8 раза, дополнительно вовлекается в разра-ботку на 100,9 млн. тонн нефти больше, чем в варианте с вертикальными скважинами. Реализация проектных решений технологической схемы позво-лит стабилизировать добычу нефти в год. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки – пластам АС9, БС1-2, БС101 будет ком-пенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.
Залежь нефти пластов AC 4-8 Федоровского месторождения практиче-ски на всей площади представляет собой тонкую нефтяную оторочку, заклю-ченную между обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. По внешнему контуру нефтеносности площадь залежи составляет 1173 км2, площадь газовой шапки 974 км2 (85% площади нефтеносности). Начальные балансовые запасы нефти категорий В+С1 (утверждены ГКЗ РФ в количестве 641 млн. т., извлекаемые - 159 млн.т. при коэффициенте извлече-ния нефти (КИН) 0,25 и относятся к категории трудноизвлекаемых. Началь-ные балансовые запасы газа газовой шапки составляют 217,8 млрд.м3.
НГДУ «Федоровскнефть» разрабатывает два нефтяных месторождения: Федоровское и Дунаевское. В 2012 году добыто 7057 тыс. тонн нефти, в том числе по Федоровскому месторождению 6961,928 тыс. тонн, по Дунаевскому месторождению 95,072 тыс. тонн.
Федоровское месторождение введено в эксплуатацию в 1973 г.. В раз-резе месторождение выявлены нефтяные залежи в пластах БС1-2, БС10, БС`10, БС 15-20, Ю2, нефтегазовые – в пласте АС9, газонефтяные залежи в группе пластов АС4-8.
В промышленную разработку введены пласты АС9, БС1-2, БС10, БС`10. Пласт АС4-8 до 1995 г. находился в опытно-промышленной эксплуа-тации, с 1999г. начато бурение на севере Восточно-Моховой площади с при-менением горизонтальных скважин для промышленной эксплуатации.
По состоянию на 1.01.12 года эксплуатационный фонд по месторожде-нию составил2450 скважин, в том числе действующий 2189, в бездействии 257, в освоении 4. Нагнетательный фонд составил на конец года 950 скважин, из них под закачкой 862.
Разбуренность месторождения составляет 60,6% размещенного фонда скважин. С начала разработки месторождения добыто 434448,5 тыс. тонн нефти, что составляет 64,15 % от начальных извлекаемых запасов. Обвод-ненность на конец года составила 89,65%, что выше на 0,65% по сравнению с 2011 г. Основной объект эксплуатации- пласт БС10 разрабатывается с 1973 г. Эксплуатационный фонд скважин на конец года составил 1266, дей-ствующий-1128, в бездействии 138.
С начала эксплуатации пласта отработано 390529 тыс. тонн нефти, что составляет 85,8% от начальных извлекаемых запасов, темп отбора от НИЗ-0,806%. Обводненность на конец года составила 92,55%. Средний дебит нефти 8,4 т/сутки, по жидкости 106, 2 т/сутки. Среднесуточная добыча нефти за год снизилась с 10839 тонн до 9150 тонн. Количество обводненных скважин на конец года составляет 1128, в том числе более 90% 737 скважин, от 50 до 90% 302 скважины.
Основные способы эксплуатации- газлифтный насосный. Механизиро-ванным способом с начало года добыто 3663 тыс. тонн нефти, т.е. 99,89% от всей добыче по пласту.
Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления за год составила 56076,7 тыс. м3 , компенсация отбора закачкой – 121%. Накоп-ленная закачка-1480196,07 тыс. м3 , накопленная компенсация- 112,2%. Ко-личество скважин под закачкой на конец года составляет 521. Средняя прие-мистость одной скважины 313 м3/сутки.
Пласт 1 БС10 введен в промышленную эксплуатацию в 1979 г. Пласт нефтеносен в пределах Федоровской и Восточно-Моховой площадей. По со-стоянию на 2012 г. эксплуатационный фонд скважин составляет 247 единиц, в том числе действующих 208, в бездействии 39.
Годовая добыча нефти составила 674,4 тыс.тонн , при темпе оборота от НИЗ 2,67%. Накопленная добыча 15528,3 тыс. тонн, отбор от НИЗ составил 61,687 %, при текущей обводненности 76,61%. Количество обводненных скважин 208, из них с обводненностью от 2 до 20% -37,от 20 до 50%-28, от 50 до 90%-64, более 90%-79. Среднегодовой дебит по нефти –9 т/сут, по жидкости 33,1 т/сутки. Среднесуточная добыча нефти на конец года состави-ла 1752 тонн-9,2% от всей добычи по месторождению.
Годовая закачка воды в пласт 2928,0тыс. м3, компенсация отбора за-качкой при этом составляет 110, 1%. Накопленная закачка по пласту 37741,4 тыс. м3 , компенсация 113,8%. Количество скважин под закачкой на конец года 64, средняя приемистость 127 м3 /сут.
Пласт БС1-2 нефтеносен в пределах, Федоровской , Моховой и Северо-Сургутской площадей. Разработка пласта ведется с 1974 г. Эксплуатацион-ный фонд на 2012 год составил 398 скважин, действующий-23, под закачкой на конец года 109 скважин.
Добыча нефти за 2012 год составила1022,5 тыс. тонн, при темпе отбо-ра 3,34%. Накопленная добыча 13499,5 тыс. тонн, что составляет 44,08% от НИЗ. Среднесуточная добыча нефти на конец года 2617 тонн 8,5% от всей добычи по месторождению. Средний дебит по одной скважине 7,8 т/сут. -по нефти, 39,4 т/тонн –по жидкости.
Обводненность на конец года 83,4%. Количество обводненных скважин 375, в том числе с обводненностью более 90% -147, с обводненностью от 50 до 90 %-133, менее 50%- 95 скважин. Закачка воды в пласт с начла года со-ставила 5938,7 тыс/ м3 , годовая компенсация отбора закачкой 110,3%, с начала эксплуатации закачено54155,6 тыс. м3 , воды, накопленная компенса-ция составляет-119,7%.
Пласт АС9 нефтеносен в пределах Федоровской и Моховой площадей. Эксплуатационный фонд на конец года составил 79 скважин, действующий-70, в бездействии –9. Действующий фонд нагнетательных скважин- 27.
Годовая добыча нефти- 131,7 тыс. тонн, темп отбора –1,82% от НИЗ. Накопленная добыча нефти составляет 5523,50 тыс. тонн, отбор от НИЗ 76,1%, обводненность на конец года-91,12%. Средний дебит по нефти5,3 т/сут, по жидкости-55,9 т/сутки.
Среднесуточная добыча нефти на конец года 329 тонн- 1,73% от всей добычи по месторождению. Количество обводненных скважин –70, в том числе с обводненностью от 50 до 90%-26 скважин, более 90%- 39 скважин. Годовая закачка воды в пласт 1640,8 тыс.м3 , при компенсации –115,9%. Накопленная закачка –30317,8 тыс. м3 , накопленная компенсация -118,6%.
Пласт АС4-8 нефтеносен в пределах всего Федоровского месторожде-ния. Опытно-промышленная эксплуатация залежи ведется с 1976 года. Про-мышленная эксплуатация начата в 1999 году с разбивания севера Восточно-Моховой площади. Разработка залежи ведется горизонтальными и наклон-но-направленными скважинами. Система заводнения площадная. Проект-ный фонд скважин 3189, из них 1003 - горизонтальных. На севере Восточно-Моховой площади запроектировано бурение 570 скважин, в том числе 237- горизонтальных.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН произошло увеличение дебита скважины на 17,7 тонн.
Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6177 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1222,64 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от внедрения перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН в сумме 13,33 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 55,86 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 37,42 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1222,64 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения перевода скважины с фонтанного способа добычи на УЭЦН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основными ограничениями при фонтанном способе эксплуатации является:
1.- низкий газовый фактор (26м3/м3)
2.- низкое давление насыщения(4 МПа)
3.- низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам (менее 2 м3/сут.Мпа)
Более подходящим способом эксплуатации для данных условий является механизированный способ добычи, тем более, что здесь нет значительного вредного влияния газа на работу оборудования. Но поскольку ни один из видов мех. добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, то выбран именно этот способ за основной на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более, что укомплектовывая погружное оборудование УЭЦН частотными преобразователями появилась реальная возможность в проведении плавного регулирования темпов отбора скважинной продукции.
Многолетний опыт использования УЭЦН на различных промыслах показал, что наибольшие трудности при эксплуатации установок электроцентробежных насосов связаны с освоением скважин. Этому способствует ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны вследствие глушения скважин, возможность срыва подачи центробежного насоса, тепловое разрушение погружного электродвигателя из-за недостаточного охлаждения, снижение изоляции подземной части электрической цепи УЭЦН в результате многократных включений. Большинство перечисленных проблем вызвано игнорированием применяемыми на сегодняшний день методиками подбора УЭЦН, технологиями освоения и эксплуатации скважин, оборудованных данными установками, нестационарных термо- и гидродинамических процессов.
Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.
С целью выработки остаточных запасов нефти залежи и повышения конечного нефтеизвлечения данного месторождения необходимо:
- выработка запасов нефти на естественном режиме;
- бурение добывающих скважин в местах неохваченных разработкой
- уменьшение водопритока путем отсечения обводнившейся части пласта и ограничение дебитов жидкости обводняющихся фонтанных скважин, а также периодическая эксплуатация скважин;
- перевод прекращающих фонтанирование скважин на насосный способ эксплуатации.