Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Ем-Еговском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Ем-Еговском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому пери-оду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модерни-зации процесса добычи нефти, из-за существенного ухудшения эксплуатаци-онных условий. Одним из перспективных методов при этом становится экс-плуатация установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является измене-ние ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов прохо-дящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуаль-ным разработки по повышению показателей 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.
Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН.
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. Так как вязкость и устойчивость эмуль-сии зависит от дисперсности водонефтяных смесей, а УЭЦН является одним из лучших диспергаторов, то в процессе прохождения жидкости через рабо-чие колеса образуется эмульсия, вязкость которой может повышаться в де-сятки раз по сравнению с чистой нефтью. Увеличение вязкости негативно от-ражается 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. При этом происхо-дит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара, давление же жидкости по мере продвижения пузырька. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопро-вождающиеся мгновенным местным повышением давления, достигающих со-тен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса.
Одним из основных способов добычи нефти продолжает оставаться применение УЭЦН. Одной из проблем при эксплуатации скважин с УЭЦН является запуск установки после ремонта.
Целями совершенствования запуска УЭЦН является:
 установления единых требований к запуску, выводу на режим и экс-плуатации скважин оборудованных УЭЦН;
 повышения наработки на отказ УЭЦН;
 снижения количества преждевременных отказов УЭЦН;
 обеспечение разработки мероприятий, направленных на повышение межремонтного периода работы скважин оборудованных УЭЦН.
Задачами совершенствования запуска УЭЦН являются:
 повышение качества выполняемых работ при выводе на режим скважин оборудованных УЭЦН;
 повышение качества выполняемых работ при возникновении осложне-ний в период эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН;
 разработка мероприятий для повышения межремонтного периода ра-боты скважин и наработки на отказ скважинного оборудования;
 повышение качества работ связанных с эксплуатацией механизирован-ного фонда скважин, сокращение затрат в этой области.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Проектные решения по разработке месторождения

ОАО «ТНК-Нягань» ведет разработку Ем-Еговской площади Красно-ленинского месторождения нефти на основании следующего лицензионного соглашения: Ем-Еговский + Пальяновский лицензионный участок (западная часть Ем-Еговской + Пальяновской площади) – лицензия серия НМН No 01189 вид лицензии НЭ, выдана 01.04.2000 г.
На первом этапе освоения Ем-Еговской площади промышленная нефтеносность связывалась с корой выветривания фундамента, отложениями тюменской и викуловской свит. Основным объектом эксплуатации являлись отложения тюменской свиты (ЮК2-9). Викуловская свита (ВК) и кора вывет-ривания (КВ), ввиду слабой изученности, в первых проектных документах не рассматривались.
В 1978 году «СибНИИНП» была составлена «Принципиальная схема опытной эксплуатации месторождений Красноленинского района». В связи со слабой геологической изученностью месторождений, представленная ра-бота МНП не была принята. На ее основе в целях изучения геолого-промысловой характеристики продуктивных пластов на Ем-Еговской пло-щади был выделен опытный участок с бурением 270 скважин по площадной девятиточечной системе, плотность сетки 450х450 м (протокол ЦКР No750 от 28 ноября 1978 г.). При освоении разведочных скважин участка получены дебиты нефти от 8 до 164 м3/сут.
В последующем было утверждено 4 проектных документа (1982, 1989, 1990-1991 и 1996 годы) разработки объектов Ем-Еговской площади:
1. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ем-Еговского + Пальяновского месторождения (протокол ЦКР No973 от 21 ап-реля 1982 года).
2. Технологическая схема разработки Ем-Еговской и Каменной площа-дей Красноленинского месторождения (составлена в 1989 году) (протокол ЦКР No1381 от 4.07.90 г.).
3. Проект опытно-промышленной эксплуатации Ем-Еговской и Камен-ной площадей (составлен в 1990 г.) (протокол ЦКР No1421 от 23.03.91 г.). Технологические показатели опытно-промышленной эксплуатации Ем-Еговской и Каменной площадей (составлены в 1991 году).
4. Дополнение к техсхеме разработки Ем-Еговской + Пальяновской площади (абалакская свита) (протокол ЦКР No2004 от 20.03.96 г.).
Объект ВК разрабатывается на основании технологической схемы раз-работки Ем-Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторож-дения, утвержденной ЦКР (протокол No 1421 от 29.03.91 г.).
Утвержденный вариант разработки по объекту ВК предусматривает:
- система разработки — пятирядная с переходом на блочно-замкнутую;
- плотность сетки - 10 га/скв.;
- общий проектный фонд - 7107 скважин, в т.ч. добывающих - 4979, нагнетательных - 2126. Оставшийся уточненный независимый проектный фонд скважин для бурения на 01.01.2009 года составляет по площади 470 (13,2%).
проектные уровни добычи:
- нефти -3,931 млн.т (2008 г.), .
- жидкости — 29,765 млн.т,
- закачка воды - 42,929 млн.м3,
- конечный коэффициент извлечения нефти - 0,142.
С начала разработки добыто по Ем-Еговской площади 13351,4 тыс. тонн нефти (12,3%).
Объект ЮК разрабатывается на основании «Дополнения к техноло-гической схеме разработки Ем-Еговской и Пальяновской площадей», утвер-жденной ЦКР (протокол No2004 от 20.03.96 г.). Утвержденный вариант раз-работки объекта предусматривает:
- один объект эксплуатации - абалакская свита;
- разработка объекта на естественном режиме;
- размещение скважин индивидуальное на основании комплекса геофи-зических исследований (сейсмо- и гравиразведка);
- бурение с 1996 года 33 новых оценочных скважин с отбором керна и полным комплексом ГИС;
- ГРП пласта в низкопродуктивные скважинах;
- опытное заводнение, для чего под нагнетание переводится 11 сква-жин.
Проектным документом на разработку викуловской свиты, выделено два первоочередных участка опытно-промышленной эксплуатации: цен-тральный (ДНС-1,2) и западный (ДНС-3).
На центральном участке предполагалось освоение трех систем разра-ботки:
1. На первом участке, уже разбуренном к началу составления про-ектного документа, блоковой 3-х рядной системы разработки, с плотностью сетки 18 га/скв;
2. На втором участке – блочно-замкнутой системы с плотностью сетки скважин 9 га/скв;
3. На третьем участке в водонефтяной зоне – площадная семиточеч-ная, трансформированная из 3-х рядной, с плотностью сетки скважин 18 га/скв (всего пять ячеек).
На западном участке запроектирована и до настоящего времени реали-зуется кольцевая двенадцатиточечная система разработки с плотностью сетки 9 га/скв.


2.2 Состояние разработки Ем-Еговской площади и фонда скважин

При сравнении фактических и проектных показателей разработки в ка-честве утвержденного проектного документа принята работа по объекту ВК1-3 «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Ем-Еговской и Каменной площадей Красноленинского месторождения».
На протяжении всего действия проектного документа расчетные уров-ни добычи нефти не выполнялись. Одна из основных причин – более слож-ное, чем предполагалось при проектировании, геологическое строение зале-жи, менее благоприятные фильтрационно-емкостные свойства коллектора.
Последние обстоятельства не позволили выдержать проектные темпы разбуривания площади и темпы ввода новых мощностей в добыче нефти (рис. 2.1.).

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 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.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1521,21 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от внедрения мероприятия в сумме 371,7 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 89,9 млн. руб. и превысила сумму прибыли 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 экономической 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 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.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи.
1. Рассмотрены причины отказов в работе установок электроцентробежных насосов.
Выполнен статистический анализ отказов в работе скважин, оборудованных УЭЦН, показавший, что большая доля причин проведения подземных ремонтов (до 15%) связана с рассогласованием гидравлических характеристик центробежного насоса и пласта. А наиболее слабым элементом в оборудовании УЭЦН является электрическая изоляция погружного электродвигателя и токоподводящего кабеля, на долю которых приходится 32% всех подземных ремонтов, и более 65.9% ремонтов, идентифицированных как отказы собственно УЭЦН.
Доказано, что технологической операцией, провоцирующей отказ в наиболее уязвимом месте - изоляции электрической цепи «токоподводящий кабель - погружной электродвигатель» - является процесс освоения скважины.
2. Рассмотрен температурный режим работы скважины, оборудованной УЭЦН.
Доказано, что основным источником тепла в подземном оборудовании УЭЦН является погружной электродвигатель, который согласно статистическим данным, наиболее подвержен температурному разрушению. Эти обстоятельства накладывают определенные ограничения на эксплуатацию электродвигателя.
В качестве основного температурного критерия работоспособности ПЭД, справедливого при любом режиме работы скважины, предлагается условие сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора.
Установлено, что время работы погружного электродвигателя без охлаждения потоком жидкости лимитировано и определяется в основном удельной тепловой мощностью ПЭД и температурой горных пород на глубине спуска УЭЦН. А характер изменения во времени средней температуры заданного типа ПЭД при его работе с охлаждением потоком жидкости определяется в основном теплоотдачей (а) и разностью между начальной температурой электродвигателя (Тн) и температурой набегающего потока (Т0). При этом возможны следующие варианты работы: нагрев, поддержание температуры электродвигателя постоянной или его охлаждение.
3. Скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насоса, рассмотрена единая гидродинамическая система, состоящая из трех объектов: «Пласт», «Скважина» и «УЭЦН».
4. Разработан способ определения фильтрационных и упругоемкостных характеристик призабойной зоны по результатам промысловых исследований восстановления давления в скважине. Данный способ дает возможность адоптировать гидродинамическую модель «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям конкретной скважины.
5. Разработана система управления процессом освоения скважины, заключающаяся в регулировании параметров работы центробежного насоса.
Данная система универсальна и предполагает различные способы изменения производительности центробежного насоса: от примитивного включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, до технологически и технически сложных конструкций, например частотно-регулируемый привод ПЭД.
Интеллектуальные алгоритмы управления позволяют реализовать преимущества высокооборотных УЭЦН, делая их использование более удобным и эффективным.
Новые режимы работы и функциональные возможности:
Режим исследования притока скважины и настройки УЭЦН на максимальный дебит;
Автоматический вывод УЭЦН на режим, в т.ч. режим «щадящего» вывода на режим;
Эффективное энергопотребление;
Уход от аварийных режимов работы УЭЦН;
Работа насоса на границе срыва;
Кратковременная эксплуатация скважины.