Повышение эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН на Крапивинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтег

Повышение эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН на Крапивинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Одним из наиболее перспективных механизированных способов добычи нефти из скважины является применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). УЭЦН получили наибольшее распространение в виду простоты, надежности и универсальности. Компактное наземное и подземное оборудование, разнообразие типоразмеров, их исполнение позволяет применять УЭЦН в различных условиях: наклон скважины в месте установки насоса до 43 градусов, воды до 99% и т.д. Подачи насосов колеблются от 20 до 800 кубических метров в сутки, что перекрывает в большинстве своем дебиты многих скважин.
Показываю чертеж Схема УЭЦН

С началом добычи скважинной жидкости из призабойной зоны начинается активный вынос проппанта, заполнение им зумпфа и засорение исполнительных механизмов ЭЦН, активный износ последних, заклинивание валов ЭЦН.
Одним из решений по борьбе с выносом песка является применение скважинного фильтра, способного обеспечить выполнение следующих условий:
Создание хороших условий для лучшего притока скважинной продукции из пласта в скважину посредством наличия сквозного проходного отверстия сквозь всю длину устанавливаемого устройства для обеспечения выравнивания давления по всей длине эксплуатационной колонны скважины.
Фильтр должен обладать: а) хорошей скважностью, б) возможностью извлечения после прихвата проппантом и пластовым песком.
Применение устройств данной конструкции позволит значительно снизить вынос проппанта и пластового песка, что создаст реальные возможности для увеличения межремонтного периода работы скважин оборудованных УЭЦН после проведения ГРП и на долгое время сохранить достигнутое значение снижения скин-эффекта. Что создаст условия для хорошего и долгое время не уменьшающегося притока пластовой продукции в скважину.
Показываю чертеж Схема скважинного фильтра

Одними из важных элементов ЭЦН являются клапана.
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.
Сливном клапан предназначен для слива жидкости из насоснокомпрессорных труб при подъеме насоса из скважины.
Показываю чертеж Клапаны ЭЦН

В результате проведения ПРС произошло увеличение дебита скважины на 6,9 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 2523 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1084,25 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применении технологии проведения ПРС на скважинах с УЭЦН.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели


Вопрос 1. Как производится открытие спускного клапана?
Для подъема труб НКТ при установленном клапане со сбивным штырем:
сбросить в колонну НКТ пруток диаметром 20...22 мм длиной 1500 мм для разрушения сбивного штыря, с целью обеспечения слива жидкости из колонны;
при необходимости произвести операцию глушения тяжелой жидкостью;
поднять колонну НКТ.
Для повторного спуска насоса после ревизии заменить сбивной штырь с прокладкой и провести гидроиспытания.

Вопрос 2. Для чего предназначена термоманометрическая система?
Термоманометрическая система предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН, и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Вопрос 3. Что такое межремонтный период и коэффициент эксплуатации?
Межремонтный период (МРП) - это продолжительность нормальной эксплуатации скважины в сутках от ремонта до ремонта. МРП определяется делением числа скважинно-суток, отработанных в календарном периоде, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине
Коэффициентом эксплуатации называют отношение отработанных скважино-дней к календарному времени. В условиях хорошо организованной работы цехов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин может достигать 0,94—0,98, а в условиях фонтанной добычи — 0,99—1.

Вопрос 4. Как проводится ликвидация песчаных пробок?
Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой или различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом, очисткой скважины с помощью струйного насоса, желонки или гидробура.
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.
В административном отношении Крапивинская группа месторождений расположена в Томской области, и лишь не большая по площади его юго-западная часть (район скважин 200,221,220) входит в состав Омской области Западной Сибири. В 37 км. На юго-восток от него находится разрабатывае-мое ОАО ТОМСКНЕФТЬ Игольско-Таловое нефтяное месторождение, в 7,5км на юг Западно-Карайское и в 20 км на юго-восток Карайское нефтяные месторождения, находящиеся в разведке. В орогидрографическом плане Крапивинское месторождение расположено в междуречье рек Крапивная и Ягылъ-ях правыми притоками Р.Васюган. Более мелкие реки района - Боль-шой и Малый Юнкуль пересекают месторождение в его северной части. Гид-рографическая сеть района (р. Ягыльях, Крапивная, Большой и Малый Юн-куль) не представляет практического интереса для судоходства из-за не-большой ширины и глубины рек. Наиболее крупная из перечисленных рек «Ягыль-ях» достигает ширины 14м., ее глубина не превышает 2м. На ней обустроен причал для выгрузки маломерного флота, доставляющего на ме-сторождение нефтепромысловое оборудование и грузы строительного назначения.
Дорожная сеть на месторождении развита слабо. В 60 км. на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Зап. Ка-тыльгинское и др.) с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стежевой. Круглогодичного сообщения с этой дорогой у Крапивинской группы место-рождений нет.
Крапивинское нефтяное месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, выявленное и подготовленному к глубокому бу-рению в 1967-1968гг. Промышленная нефтеностность месторождения уста-новлена в 1969г. бурением поисковых скважин №№195,196,198.
Весь комплекс геолого-поисковых и геологоразведочных работ на ме-сторождении осуществлялся производственным геологическим объединением “Томскнефтегазгеология” и его предприятием ЗНГРЭ.
По результатам бурения и раздельного испытания скважин установле-но сложное многопластовое строение месторождения. Пласты характеризу-ются крайне неоднородным строением по толщине, литофациям, продуктив-ности, запасам и тд. Наиболее высокодебитный в разрезе представляется пласт Ю1 3-4, где дебиты фонтанирующих скважин изменяются от первых м3\сут до первых сотен м3\сут.
Основными ограничениями при фонтанном способе эксплуатации явля-ется:
1.- низкий газовый фактор (26м3/м3)
2.- низкое давление насыщения(4 МПа)
3.- низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам (ме-нее 2 м3/сут.Мпа)
Более подходящим способом эксплуатации для данных условий явля-ется механизированный способ добычи, тем более, что здесь нет значитель-ного вредного влияния газа на работу оборудования. Но поскольку ни один из видов мех. добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жид-кости с УЭЦН, то выбран именно этот способ за основной на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более, что укомплектовывая по-гружное оборудование УЭЦН частотными преобразователями появилась ре-альная возможность в проведении плавного регулирования темпов отбора скважинной продукции.
В настоящее время на Крапивинской группе месторождений в эксплу-атации находится 82 скв. и все они оборудованы ЭЦН. Среднесуточная до-быча составляет около 17000 м3 с процентом обводнённости 18%.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

На данном этапе разработки система разработки характеризуется ре-шением следующих задач:
• Интенсивное ведение строительства новых скважин.
• Поддержание пластового давления сеноманской воды на уровне, приемлемом для ведения оптимальных темпов отбора полезных ископаемых.
• Улучшение проницаемости призабойной зоны пласта скважин посредством проведения ГРП.
• Очистка пор породы пласта проведением кислотных обработок.
• В зависимости от текущих параметров работы погружного обо-рудования УЭЦН осуществляются программы оптимизации и интенсифика-ции добычи полезных ископаемых. При наличии частотнорегулируемого оборудования поставленные задачи решаются изменением частоты питающе-го напряжения в большую или меньшую сторону.
• Для случаев не соответствия режима работы спущенного в сква-жины оборудования производится комплекс ГДИС и замена оборудования по вновь проведенному расчету.
Конструкции скважин Крапивинского месторождения характеризуются следующими параметрами: диаметр эксплуатационных колон – 146мм. Ин-тервалы перфораций колеблются от 2670 до 2900 метров. Конструкции скважин Западно-Моисеевского, Лесмуровского и Двуреченского месторож-дений характеризуются следующими параметрами: диаметры эксплуатаци-онных колон – 166 и 194мм. Интервалы перфораций колеблются от 2670 до 3100 метров.
В целом данная группа месторождений развивается очень быстро и эффективно. В данный период времени строительство скважин ведется одно-временно на 6 буровых станках. На ремонте и освоении из бурения скважин одновременно задействовано 9 бригад КРС и 4 бригады ПРС. Кроме строи-тельства скважин идет строительство административно-бытовых и жилых комплексов, дорожных сообщений. Скважины, осваеваемые из бурения сра-зу переводятся в разряд добывающих и экплуатаруются механизированным способом посредством УЭЦН. Соответственно увеличивается и ежемесячная добыча полезных ископаемых.
Разбуривание Крапивинского месторождения начато в 1997 году (рай-он скв. №201Р), согласно проекту пробной эксплуатации, составленному ин-ститутом «ТомскНИПИнефть» (протокол № 2124 от 20.02.1997г., г.Москва). В 1998 году месторождение введено в пробную эксплуатацию. Проектный фонд скважин на период пробной эксплуатации (1998-2000г.г.) составлял 23 скважины (17 добывающих, 3 нагнетательных и 3 водозаборных), начало за-качки воды планировалось на 1999 год. За время пробной эксплуатации фактически введено из бурения 22 скважины, в т.ч. 18 добывающих, 1 нагне-тательная и 3 водозаборных скважины, поддержание пластового давления начато в 1998 году.
Проект пробной эксплуатации юго-западной части Крапивинского ме-сторождения (Омская область) утвержден в 2000 году ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2669 от 20.12.2000г., г.Москва) и предусматривал организа-цию одного участка разработки по 5-точечной системе (северный участок) и второго участка по 7-точечной системе (южный участок). Общий проектный фонд на период пробной эксплуатации (2001-2003гг.) составил 24 скважины, в том числе 19 добывающих (из них 3 разведочные), 5 нагнетательных; кро-ме того, 3 водозаборных скважины. В последующем предусматривался ва-риант на полное развитие по площадной системе, определивший проектный фонд скважин в 97 ед., в том числе 64 добывающих и 33 нагнетательных.
В 2001 году ЦКР Минэнерго утверждена технологическая схема раз-работки месторождения (Томская область), составленная институтом «ТомскНИПИнефть» (протокол №2740 от 20.09.2001г., г.Москва) с общим числом проектных скважин для бурения 393 ед. (окончание разбуривания месторождения - 2012г.), в т.ч. добывающих - 202 ед., нагнетательных - 191 ед.
В целом по месторождению общий фонд скважин составляет 152 ед., из них 102 ед. составляет фонд добывающих скважин (82 скважины – в Том-ской части месторождения и 20 скважин – в Омской), 39 ед.- фонд нагнета-тельных скважин (30 скважин – в Томской части, 9 скважин – в Омской ча-сти) и 11 ед. фонд водозаборных скважин (8 скважин – в Томской части, 3 скважины – в Омской).
Эксплуатационный фонд добывающих скважин по состоянию на 1.01.2011г. насчитывает 73 ед., (53 скважины - в Томской области, из них: бездействующих - 3 ед., в освоении - 2 ед. и 20 скважин - в Омской области); нагнетательных – 37 ед. (28 скважин - в Томской области, из них 1 бездей-ствующая и 9 скважин - в Омской области).
Действующий фонд добывающих скважин по состоянию на 01.01.2011г. насчитывает 68 ед. (48 скважин – Томскнефть, 20 скважин – Сибнефть). Действующий фонд нагнетательных скважин – 36 ед. (27 скважин – Томскнефть, 9 скважин – Сибнефть). Бездействующий фонд составляет все-го 4 скважины (3 добывающих и 1 нагнетательная (Томскнефть)).
Из 82 скважин Томской области, числящихся на 01.01.2011г. в добы-вающем фонде, 30 скважин являются разведочными, 12 скважин планирова-лись к бурению как проектные добывающие и 40 скважин - как проектные нагнетательные, т.е. находятся в отработке на нефть. Общий фонд нагнета-тельных скважин (30 ед.) состоит из 3 разведочных, 21 проектных нагнета-тельных и 6 проектных добывающих скважин, из которых пять были переве-дены под закачку после эксплуатации на нефть, а скважина №362 была за-проектирована как добывающая, но после бурения эксплуатировалась как нагнетательная.
Из 20 скважин Омской области, находящихся на 1.01.2011г. в добы-вающем фонде, 9 скважин планировались к бурению как проектные добыва-ющие, 11 скважин - как проектные нагнетательные и находятся в отработке на нефть. Общий фонд нагнетательных скважин (9 ед.) состоит из 7 проект-ных нагнетательных и 2 проектных добывающих скважин.
За весь предшествующий период разработки по Томской части место-рождения в добыче нефти участвовало 70 скважин, из них фонтанным спосо-бом – 21 скважина, с помощью ЭЦН – 70 ед., с помощью РЭД – 16 ед. Наибольшим накопленным отбором (4721 тыс.т – 80,7% всей добычи нефти) и удельным отбором нефти (67.4 тыс.т/скв.) характеризуется механизиро-ванная добыча с использованием ЭЦН.
По Омской части месторождения в добыче нефти участвовало 27 сква-жин, из них фонтанным способом отработало 5 скважин, с помощью ЭЦН – 27 скважин. По Омской части месторождения с помощью ЭЦН было добыто 845.8 тыс/т нефти или 99.9% накопленной добычи нефти. Другие способы механизированной добычи нефти на месторождении не применялись.
Фонтанный способ эксплуатации применялся только на стадии пробной эксплуатации. Продолжительность фонтанирования скважин не превышала 8-9 месяцев и в среднем составляла 2-3 месяца. Столь непродолжительное время фонтанирования обусловлено низкими динамическими буферными давлениями (низкое газосодержание), не способствующими стабильному фонтанированию скважин при противодавлении в нефтесборном коллекторе. Накопленная добыча нефти за счет фонтанного способа эксплуатации соста-вила 93.2 тыс.т.(1.6%) по Томской обл. и 0,6 тыс.т.(0.1%) - по Омской обла-сти.
Дебиты нефти фонтанных скважин Омской части не превышали 35 т/сут. По Томской части месторождения максимальный дебит нефти составил 225 т/сут.
Начиная с 2001г. по Томской части месторождения и с 2003г. по Ом-ской части, скважины, вводимые из эксплуатационного бурения, сразу пере-водятся на механизированную добычу и большинство скважин характеризу-ется незначительной обводненностью продукции при достаточно высоких для юрских коллекторов дебитах нефти.
Успешное использование электроцентробежных насосов при эксплуа-тации скважин обусловлено низкими значениями газосодержания нефти (26.8 м3/т), давления насыщения (3.8 МПа) и вязкости нефти (в пластовых услови-ях 1.8 сП), которые являются благоприятными условиями для применения этого вида механизированной добычи.
Все добывающие скважины Томской части месторождения на 01.01.2007 г. работают с использованием ЭЦН. Среднесуточные дебиты по нефти не превышают 370 т/сут (в среднем – 90.9 т/сут), по жидкости в сред-нем - 167.5 т/сут.

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 проведения ПРС произошло увеличение дебита скважины на 6,9 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 2523 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1084,25 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения ПРС на скважине с УЭЦН в сумме 9,03 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 24,84 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 13,84 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1084 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности применении технологии проведения ПРС на скважинах с УЭЦН.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенный анализ внутрисуточных простоев (остановок) установок УЭЦН показал значительное количество остановок по причине отсутствия стабильного элетроснабжения питания УЭЦН. С чем связана часть отказов установок УЭЦН ввиду заклинивания валов ЭЦН при оседании содержащегося в пластовой продукции проппанта и пластового песка. Нестабильное элекроснабжение связано с ведущимися работами по бурению скважин (пусками синхронных элекродвигателей буровых станков).
В связи, с чем считаю первостепенной задачей по стабилизации питающего электоснабжения решение вопроса по переводу энергоснабжения буровых станков от передвижных дизельгенераторных установок соответствующей мощности. Что создаст возможности для бесперебойного энергоснабжения УЭЦН, отсутствию внутрисуточных простоев установок и будет напрямую способствовать увеличению межремонтного периода работы установок УЭЦН.
Установить более жесткие требования и контроль перед службой ООО «Энергонефть-Томск».
Ввиду условий рыночной конъюнктуры по НК «ЮКОС» проводится программа по интенсификации добычи нефти. Для достижения данной цели проводятся мероприятия по улучшению проницаемости при забойной зоны пласта. Желаемый результат по уменьшению скина достигается в большинстве случаев проведением ГРП. Но применяемые при ГРП для скрепления проппанта химреагенты (пропнет) в большинстве случаев не дают желаемого результата. В результате чего с началом добычи скважинной жидкости (созданием воронки депрессии на продуктивный пласт) из при забойной зоны начинается активный вынос проппанта, заполнение им зумпфа и засорение исполнительных механизмов ЭЦН, активный износ последних, заклинивание валов ЭЦН. После смены УЭЦН и очистки забоя скважины засорение второго УЭЦН в большинстве случаев продолжается так же интенсивно, как и первого. Наработка на отказ в ряде случаев 1-го УЭЦН составляет от 1-30 суток, второго до 45 суток. И даже после выхода из строя 3-го УЭЦН после ГРП и наработке скважины после ГРП до 180 суток при поведении полного разбора комплектующих его деталей внутри ЭЦНа обнаруживаются гранулы проппанта.
Можно сделать вывод о том, что используемые технологии по скреплению проппанта компаниями «BJ» и «Шлюмберже» не удовлетворяют необходимым требованиям по дальнейшей эксплуатации скважин. Полученное при ГРП снижение скина возвращается к исходным значениям в процессе ведения добычи нефти, за счет выноса проппанта из при забойной зоны и закрытия трещин в породе пласта.