Повышение эффективности борьбы с мехпримесями при эксплуатации скважин с УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

Повышение эффективности борьбы с мехпримесями при эксплуатации скважин с УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Храпугин

Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этой связи становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.
Существуют две группы технологий эксплуатации нефтяных скважин с пескопроявлением: технологии, которые позволяют работать с мехпримесями, и технологии, направленные на предотвращение или снижение выноса мехпримесей.
К первой группе относятся технологии обеспечения условий выноса мехпримесей (уменьшение отборов, снижение обводненности и т.д.) и технологии, основанные на использовании износостойкого насосного оборудования. Методы борьбы с пескопроявлением подразделяются на химические (использование хими-ческих реагентов для крепления призабойной зоны пласта), физико-химические (коксование) и механические (фильтры). Защитные фильтры могут устанавливаться на забое, в скважине ниже точки подвеса насоса и ПЭД, а также в составе ЭЦН вместо приемной сетки.
Фильтр МВФ работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции с двухслойным фильтрующим элементом из пеноникеля. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса.
У этого фильтра также есть свои недостатки. Во-первых, высокая стоимость (250-300 тыс. рублей). Во-вторых, мехпримеси и проппант остаются в фильтре (за-бивается фильтрующий элемент). И, наконец, в-третьих, конструкция предусматривает высокий процент замены основных деталей при ремонте
Показываю чертеж Фильтры-модули
Щелевой фильтр-модуль ЖНШ также работает в составе погружной установки вместо входного модуля. Фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией УЭЦН. Фильтроэлемент — высокопрочная профилированная нержавеющая сталь. Основные преимущества фильтра состоят в том, что он применяется в составе УЭЦН и ремонтопригоден. Основной недостаток — это, конечно, высокая стоимость (250-300 тыс. рублей).
Шламоуловитель ШУМ, как и два предыдущих фильтра, также работает в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции. Фильтроэлемент — шламоотстойник для взвешенных твердых частиц. Основные преимущества: опять-таки модульная конструкция в составе УЭЦН и ремонтопригодность. Основные недостатки сводятся к неэффективности при применении после ГРП и к тому, что фильтроэлемент быстро забивается при больших значениях КВЧ. Кроме того, производительность фильтра достаточно низка — до 200 м3/сут.

Модуль фильтры выполнены в виде отдельной секции погружной части УЭЦН, поэтому их монтаж и спуск в скважину не требует дополнительных сложностей.
К основным типам конструкций фильтров можно отнести следующие:
1) сетчатые фильтры,
2) проволочные фильтры,
3) щелевые фильтры,
4) гравийные фильтры.
Показываю чертеж Фильтры для борьбы с мехпримесями

Испытывалось новое оборудование для защиты от мехпримесей — сепаратор мехпримесей ПСМ, который обеспечивает сепарацию и накопление в контейнере механических частиц, защиту УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, двухступенчатую сепарацию газа и оборудован гидравлическим разобщителем.
Принцип работы сепаратора следующий. Поток частиц проходит через сепаратор, который приводится в действие приводом погружного двигателя, и гидравлический разобщитель не позволяет мехпримесям проходить выше сепаратора.
Показываю чертеж Сепаратор мехпримесей ПСМ5-114

В результате оптимизации работы скважин оборудованных УЭЦН за счет внедрения мероприятий по борьбе с механическими примесями произошло увеличение дебита скважины на 28,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 9561,4 тонну.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос 1. Каковы причины выноса мехпримесей в скважину?
Ответ: Происхождение механических примесей в основном обусловлено причинами:
1) выносом твердых частиц из пласта при освоении и эксплуатации скважин,
2) выносом с поверхности в результате проведения геолого-технических мероприятий и технологических операций на скважинах
3) частицы, вносимые в составе растворов глушения, проппант после проведения гидроразрыва пласта (ГРП) и др.
4) коррозией подземного оборудования,
5) взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей.

Вопрос 2. Какие факторы определяют величину концентрации примесей?
Ответ: 1) глубина залегания пласта и пластовое давление
2) проницаемость пласта
3) физико-химические свойства добываемой жидкости
4) обводненность
5) характеристики частиц песка
6) дебит скважины
7) плотность перфорации
8) депрессия
9) тип рабочей жидкости, используемой в процессе ремонтно-восстановительных работ

Вопрос 3. Что такое депрессия?
Депрессия это разность между пластовым и забойным давлением.

Вопрос 4. Устройство проволочного фильтра?
Ответ: Основным элементом проволочных фильтров является профилированная проволока, которая наматывается на каркас, состоящих из параллельных стержней. Используются треугольные профили проволоки, причем одна из вершин треугольника направляется внутрь фильтра, а две другие располагаются на его внешней стороне.
В процессе откачки пластовой жидкости с твердыми частицами поверхность таких щелей не способствует цементации и уплотнению породы, а напротив, стимулирует вынос частиц, меньших по размеру щели, и очищение профильтрованной зоны от шлама, мелких фракций и кольматантов.
ВВЕДЕНИЕ

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от кон-струкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокуп-ность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению по-казателей работы насоса.
Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех приме-сей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи.
И факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диа-метр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина под-вески, исполнение узлов и деталей УЭЦН). В зависимости от того, какое воз-действие они производят на технико-экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положитель-ным и с отрицательным действием.
Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занима-ет малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинает-ся практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой во-ды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН.
По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмуль-сий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, прине-сенные с поверхности или из пласта. Увеличение вязкости негативно отража-ется на рабочих характеристиках УЭЦН.
Другой формой осложнения является появление высокоминерализо-ванной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному со-леотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной актив-ностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давле-ние, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса.
Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, вели-чина которых соизмерима с размерами канала ступени. Это приводит к раз-рушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабо-чих характеристик насоса.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин, повышает износ оборудования, усложняет обслуживание скважин, при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником, снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси, содержащиеся в откачивае-мой жидкости, различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Однако влияние их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов, вначале уменьшая, а затем полностью прекращая поступление жид-кости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются наиболее опасными для УЭЦН, так как по сравнению с отложениями другого типа вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и, как следствие, преждевременный выход из строя установки, а в некоторых слу-чаях - падение установки на забой.
Устранение причин отказов насосов ЭЦН из-за попадания в его рабо-чие органы механических примесей возможно при применении измельчаю-щего устройства, которое монтируется в приемной части насоса. Устройство состоит из шнека, пружины, неподвижного диска, кулачка, кольца, ножей. При вращении вала насоса кулачок упирается в пружину и приводит во вращение кольцо с ножами. Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения, например, кусочки парафина, смолистых отложений, а также во-локнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся раз-мельчению твердое тело, вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело. Вал насоса вместе с кулачком начинает провора-чиваться относительно кольца, преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина поочередно приводят ножи в возвратно-поступательное движение в радиальном направлении при помощи направляющих пазов. Зубцы ножей при этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц че-рез диск, имеющий отверстия диаметром 2 мм.
Основные причины выхода из строя УЭЦН за последние время остают-ся неизменными, так как условия работы УЭЦН тяжелые, а иногда - недопу-стимые. На это влияет высокая обводненность продукции, отложение солей, коррозионная агрессивность добываемой воды из-за старения месторожде-ний, большой вынос механических примесей и песка в результате больших депрессий на пласт.
Рассматривая работу УЭЦН в целом, можно сказать, что при исполь-зовании ингибиторов коррозии и различных методов повышения нефтеотда-чи, при хорошем обслуживании установки, при малых затратах, качествен-ном ремонте, благоприятных геолого-промысловых условиях, а также си-стеме поддержания пластового давления, можно добиться повышения произ-водительности скважин.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Разработка Приразломного месторождения начата в 1986г. В послед-нее время она осуществляется на основе "Комплексной технологической схе-мы разработки Приразломного месторождения", составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.1991г) со следующим и основными положениями:
1. Проектные уровни:
- добыча нефти - 3.5 млн.т/год:
- жидкости - 5.2 млн.т/год:
- попутного газа - 226 млн.м3/год;
- закачка воды - 10 млн.т/год.
- выделение в качестве основного эксплуатационного объекта пласта БС4-5 и второстепенных объектов - пластов 1А11, 2А11, ЮС;
- применение по основному объекту блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с рас-стоянием 500 м;
- с целью изучения добывных возможностей предусмотреть на пласте 1А11 бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточеч-ной схеме, на пласт 2А11 - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500;
- осуществление пробной эксплуатации по объекту ЮС на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, девяти рядная система, расстояние между скважинами и рядами – 1000 м);
- бурение на месторождении 3484 скважин, в том числе 2163 добы-вающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных и 14 водоза-борных при общем проектном фонде 3736 скважин: для перспективного пла-нирования предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т:
- давление на устье нагнетательных скважин 18.0 МПа;
- применение нестационарного заводнения;
- механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
Разработка объекта БС4-5 Приразломного месторождения была начата с применения площадной обращенной девятиточечной системы воздействия с плотностью сетки скважин 25 га/скв. В этой системе задействована 31 добы-вающая и 10 нагнетательных скважин.
В дальнейшем, при сохранении квадратной сетки скважин и плотности их расстановки (25 га/скв), был осуществлен переход от площадного к ли-нейному заводнению путем реализации трехрядной блоковой системы. Этой системой охвачено 16% разбуренной площади.
Дальнейшая эволюция системы разработки состояла в переходе к клас-сической трехрядной блоковой системе с треугольной сеткой скважин, при сохранении плотности их расстановки (25 га/скв).
Поиск оптимальной для Приразломного месторождения системы раз-работки на этом не закончился. На отдельных эксплуатационных блоках и их частях производится уплотнение сетки путем бурения двух дополнительных рядов добывающих скважин, размещенных между стягивающим и внешними рядами добывающих скважин. Уплотняющие скважины бурятся одновре-менно со скважинами основной сетки. Плотность сетки скважин доводится до 17-19 га/скв. При этом система воздействия усиливается организацией очагов заводнения в скважины стягивающего ряда через одну. Система реализована на 16% разбуренной площади.
Таким образом, Приразломное месторождение требует серьезного научного подхода к изучению геологического строения, проведению тща-тельного анализа разработки, математического моделирования сложных технологий разработки (типа ГРП и ГС), построения постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения, ведения авторского надзо-ра. В настоящее время Приразломное месторождение является полигоном испытания различных современных технологии разработки низкопроницае-мых коллекторов (НПК).
Здесь в массовом порядке производился гидроразрыв пласта БС4-5 (фирмами «Юганскфракмастер», «Шлюмберже» и «Интрас»). Технологией было охвачено около 30% добывающего фонда скважин. В результате полу-чен хороший технологический эффект по росту дебитов скважин и дополни-тельной накопленной добыче нефти.
Другой перспективной технологией повышения эффективности разра-ботки является бурение горизонтальных скважин (ГС). Под него выполнен инвестиционный проект фирмой "Люванти".
Для реализации технологии АО ЮНГ создало с канадской фирмой "Ветеранресорсез" совместное предприятие "Юганскресорсез". Предполага-ется применение современной технологии вскрытия НПК на депрессии с применением жидкого азота по разработкам компании "Ветеранресорсез".
С целью изучения и построения модели геологического строения При-разломного месторождения, совершенствования методов скважинного каро-тажа, выделения коллекторов, для увеличения производительности скважин путем применения перфораторов повышенной проникающей способности АО ЮНГ заключило контракт с фирмой "Вестерн Атлас".
С целью оптимизации добычи нефти механизированным способом с помощью УЭЦН ( в большей части установками “Reda”) заключен контракт с фирмой «Шлюмберже». Работа ведется по технологии «Шлюмберже».
Приразломное месторождение относится к числу наиболее перспектив-ных месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями).
Месторождение отличается высокой концентрацией запасов в одном пласте БС4-5 - 80%. Тип залежи - литологически экранированная.
На Приразломное месторождение приходится около 38% оставшегося не пробуренного перспективного фонда в целом по разрабатываемым место-рождениям АО ЮНГ (исключая Приобское).
В настоящее время на Приразломном месторождении добыча пласто-вой жидкости осуществляется фонтанным и механизированным способами. Газлифтный способ добычи не применяется. До 1988 года подъем жидкости осуществлялся фонтанным способом, за счет высоких пластовых давлений, разработка велась на упругом режиме пласта. В 1988 году с падением пла-стового давления, за счет низких коллекторских свойств пласта и в то же время сравнительной однородностью пласта по проницаемости, разработка начала осуществляться с применением системы поддержания пластового давления, с применением заводнения.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате оптимизации работы скважин оборудованных УЭЦН за счет внедрения мероприятий по борьбе с механическими примесями про-изошло увеличение дебита скважины на 28,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 9561,4 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1521,21 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения мероприятия в сумме 371,7 млн. руб. Фак-тическая сумма прибыли составила 89,9 млн. руб. и превысила сумму при-были получаемую до внедрения мероприятия на 57,8 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1521,21 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности оптимизации работы скважин оборудованных УЭЦН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Поскольку в настоящее время эксплуатация скважин с помощью УЭДН является одним из основных способов добычи нефти, поиск оптимальных технологических решений по применению этих установок весьма актуален.
Многолетний опыт использования УЭЦН на различных промыслах по-казал, что наибольшие трудности при эксплуатации установок электроцен-тробежных насосов связаны с освоением скважин. Этому способствует ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны вследствие глушения скважин, возможность срыва подачи центробежного насоса, теп-ловое разрушение погружного электродвигателя из-за недостаточного охлаждения, снижение изоляции подземной части электрической цепи УЭЦН в результате многократных включений. Большинство перечисленных про-блем вызвано игнорированием применяемыми на сегодняшний день методи-ками подбора УЭЦН, технологиями освоения и эксплуатации скважин, обо-рудованных данными установками, нестационарных термо- и гидродинами-ческих процессов.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи.
1. Рассмотрены причины отказов в работе установок электроцентро-бежных насосов.
Выполнен статистический анализ отказов в работе скважин, оборудо-ванных УЭЦН, показавший, что большая доля причин проведения подзем-ных ремонтов (до 15%) связана с рассогласованием гидравлических харак-теристик центробежного насоса и пласта. А наиболее слабым элементом в оборудовании УЭЦН является электрическая изоляция погружного электро-двигателя и токоподводящего кабеля, на долю которых приходится 32% всех подземных ремонтов, и более 65.9% ремонтов, идентифицированных как от-казы собственно УЭЦН.
2. Рассмотрен температурный режим работы скважины, оборудован-ной УЭЦН.
Доказано, что основным источником тепла в подземном оборудовании УЭЦН является погружной электродвигатель, который согласно статистиче-ским данным, наиболее подвержен температурному разрушению. Эти обсто-ятельства накладывают определенные ограничения на эксплуатацию элек-тродвигателя.
В качестве основного температурного критерия работоспособности ПЭД, справедливого при любом режиме работы скважины, предлагается условие сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора.
3. Скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насо-са, рассмотрена единая гидродинамическая система, состоящая из трех объ-ектов: «Пласт», «Скважина» и «УЭЦН».
4. Разработан способ определения фильтрационных и упругоемкост-ных характеристик призабойной зоны по результатам промысловых иссле-дований восстановления давления в скважине. Данный способ дает возмож-ность адоптировать гидродинамическую модель «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям конкретной скважины.
5. Разработана система управления процессом освоения скважины, за-ключающаяся в регулировании параметров работы центробежного насоса.
Данная система универсальна и предполагает различные способы из-менения производительности центробежного насоса: от примитивного вклю-чения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, до технологи-чески и технически сложных конструкций, например частотно-регулируемый привод ПЭД.
Успех в решении любой проблемы и борьбы с лю¬бым осложнением в первую очередь зависит от ква¬лификации кадров. Подготовка специалистов, кото¬рые знают и умеют применить оборудование и техно¬логии — самое главное направление работы в компании «РН-Юганскнефтегаз».
Важно также отметить, что при использовании обо¬рудования и техно-логий защиты УЭЦН от мехпримесей остается фонд скважин с другими осложнениями. Осложнения «накладываются» друг на друга, и правильная страте¬гия работы в этом направлении должна включать ком¬плексные меро-приятия.
На текущий год запланировано проведение испыта¬ний высокооборот-ного комплексного оборудования «АНИКС». Цель заключается в достиже-нии максималь¬но возможного дебита скважин при падающей добыче. Это в основном ввод новых скважин, где идет умень¬шение потенциалов скважин. Вторая цель проекта — сокращение числа подъемов УЭЦН по разным гео-ло¬го-техническим мероприятиям либо после отказов вследствие выхода ра-боты установок за «левую гра¬ницу» диапазона рабочих характеристик УЭЦН. Но ос¬новная цель, конечно, состоит в сокращении отказов по при-чине засорения установок мехпримесями.
«АНИКС» — это высокооборотное комплексное на¬сосное оборудова-ние, способное работать в широком диапазоне подач от 100 до 300 м3/сутки при неизменном динамическом уровне. В основном целевой фонд — это фонд вновь введенных скважин. Потенциал внедрения технологии в «РН-Юганскнефтегазе» составляет 670 скважин со средним дебитом по жидкости в 133 м3/сут-ки и дебитом по нефти в 79 т/сутки.
Сейчас планируется испытание 6-ти комплектов УЭЦН АНИКС с при-водами «Новомет» (2 привода), НПК «ЛЕПСЕ-Нефтемаш» (2 привода) и «Борец» (2 привода).