Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

(919 )

Внедрение циклической эксплуатации скважин с УЭЦН на Советском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодо

ID: 185250
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: leha.se92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Внедрение циклической эксплуатации скважин с УЭЦН на Советском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад Иванов

Циклическая эксплуатация добывающих нефтяных скважин (ЦЭС) при помощи УЭЦН позволяет одновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти. Это, в частности, увеличение дебита на 10–15%, снижение потребления электроэнергии в 2–3 раза, увеличение МРП в 1,5–2 раза и экономия на «удельной» стоимости управляемых УЭЦН.
При ЦЭС продолжительность откачки жидкости из скважины (5-20 минут) в несколько раз меньше продолжительности накопления жидкости в скважине (от 0,5 до2 часов). При кратковременной эксплуатации УЭЦН большой производительности есть возможность существенно снизить воздействие солеотложений и мехпримесей.
В состав компоновки для эксплуатации насосов в режиме ЦЭС входит, во-первых, станция управле¬ния вентильным приводом, которая дает возмож¬ность программирования СУ на различные времен¬ные интервалы откачки и накопления, а также на значения давления на приеме. Во-вторых, сам насос с повышенным КПД. В-третьих, вентильный привод. В-четвертых, в состав компоновки входит ТМС, посредством которой осуществляется контроль температуры двигателя и давления на приеме ЭЦН.
Показываю чертеж Динамика использования попутного газа

Циклическим способом можно эффективно экс¬плуатировать при помощи УЭЦН не только среднедебитные (20-80 м3/сут), но и малодебитные скважины (5-20 м3/сут). Причем на скважинах в диапазоне дебитов 20-50 м3/сут, где УСШН работают уже до¬статочно плохо, а УЭЦН работают еще недостаточно хорошо, преимущества ЦЭС не подлежат сомнению.
Подводя итоги, можно констатировать, что широ¬комасштабное внедрение в промысловую практику циклической эксплуатации скважин позволит нефтя¬ным компаниям увеличить объемы добычи нефти на 5-7%, МРП - в 1,5-2 раза, сократить затраты элек¬троэнергии в 2-3 раза при незначительном увеличе¬нии стоимости нефтедобывающего оборудования.
Показываю чертеж Результаты внедрения ЦЭС с УЭЦН

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из:
1. Компенсатор; 2. Погружной электродвигатель ПЭД; 3. Протектор; 4. Центробежный газосепаратор; 5. Многоступенчатый электроцентробежный насос; 6. Обратный клапан; 7. Сливной клапан; 8. Кабельная линия; 9. Станция управления; 10. Трансформатор
Показываю чертеж Основные элементы УЭЦН

В результате перевода скважины на циклическую эксплуатацию 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.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности внедрения циклической эксплуатации скважин с УЭЦН.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели
Вопрос1. Что дает применение вентильного привода?
Ответ: Вентильный привод обладает повышенным КПД по сравнению с асинхронным приводом (до 93%). Для вентильного привода также характерны малая величина тока холостого хода, пониженное тепловыделение, возможность регули¬рования частоты вращения в широком диапазоне. Его применение дает возможность снижать энер¬гопотребление на 15-30% и автоматически сохра¬нять мощность на валу при различных режимах работы насоса.

Вопрос 2. Как влияют на работу электродвигателя частые запуски УЭЦН?
Ответ: В рамках технологии ЦЭС ударные пусковые пе¬регрузки устраняются за счет «мягкого» безударного пуска УЭЦН при помощи преобразователя частоты тока. В ходе испытаний УЭЦН запускали более 20 тыс. раз за 600 суток, что не при¬водило ни к каким негативным последствиям.

Вопрос 3. Для чего предназначена станция управления?
Ответ: Станция управления обеспечивает питание, управление работой погружной установки и защиту ее от аномальных режимов работы.

Вопрос 4. Для чего предназначена гидрозащита?
Гидрозащита предназначена для защиты погружных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.
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.
Циклическая эксплуатация добывающих нефтяных скважин (ЦЭС) при помощи УЭЦН позволяет одновременно улучшить все основные составляю-щие рентабельности добычи нефти. Это, в частности, увеличение дебита на 10–15%, снижение потребления электроэнергии в 2–3 раза, увеличение МРП в 1,5–2 раза и экономия на «удельной» стоимости управляемых УЭЦН.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г., введено в экс-плуатацию в 1966 г. В следующем году начато эксплуатационное разбурива-ние основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.
В процессе последующего промышленного освоения и доразведки ме-сторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели тех схемы 1968 г., что нашло отраже-ние в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978. 1982, 1990гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Учитывая низкое начальное нефтенасыщение и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик в первой техсхеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную си-стему размещения скважин по сетке 700х700 м. В дальнейшем в связи со сложностями се быстрого разделения с одновременным обеспечением высо-ких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систе-му разработки: при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточеч-ной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне факти-ческие возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.
Поэтому в проекте разработки (1990 г.) для исключения негативных факторов площадной системы принято решение по формированию трехряд-ных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек. В конеч-ном итоге плотность сетки составит 230 тыс.м2/скв при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих сква-жин составит 1:2,8.
В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 75 % относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7 %) основного фонда и добыто 133.88 млн.т нефти, что составляет 58,9% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефте-извлечения 0,3, обводненность продукции 84,9 %, водонефтяной фактор 1,62, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1 %.
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1 %) по месторождению достигнут в 1977-78 гг., затем месторождение вступило в третью стадию разработки.
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1 % от проекта, неос-военными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1-1-2 с относительно ухудшенными коллек-торскими свойствами.
С начала разработки объекта отобрано 65730.5 тыс.т или 46.4% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл. 2), текущий ко-эффициент нефтеизвлечения 0,17, обводненность продукции 74,9%. По за-лежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается. Накопленная закачка компенсирует отбор жидкости на 125.8%, текущее пластовое давление в зоне отбора выше пер-воначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа.
Максимальный отбор нефти 3709 тыс.т (темп отбора 2,6 %) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. При обводненности продукции 43,7 %. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блоч-но-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интерва-лов.
В действительности, материально-технических средств недостаточно даже для проведения плановых ремонтных работ, без серьезных направлен-ных инвестиций в ближайшей перспективе не просматривается возможность реализации указанных проектных решений.
Поэтому недобор нефти ежегодно прогрессировал, отклонение от про-екта в 2007 году составило 3,8 %, в 2008 году – 7,4%. В последнее время си-туация изменилась, увеличение добычи недуги по пласту АВ1 в 2012 году по сравнению с 2011 годом составило 26,6 тыс.т. Значительную лепту в это вно-сят коэффициенты эксплуатации и использования скважин, последний по пласту АВ1 возрос по сравнению с 2006 годом (0.82) до 0,921 в 2007 году. На конец 2014 года количество бездействующих скважин снизилось по срав-нению с 2013 годом на 48 штук.
В наибольшей мере обводняются высокопродуктивные скважины, ко-торые переводятся в другие категории или на эксплуатацию низкопродук-тивной верхней части разреза. В 2014 году основная часть действующего фонда скважин (около 54 %) эксплуати¬руется с обводненностью 50-90% и около 10% фонда с обводненностью превышающей 90 %. Средняя обвод-ненность продукции в целом в 2014 году увеличилась по сравнению с 2013 годом на 0.9 % за счет увеличения количе¬ства действующих скважин с об-водненностью свыше 90%.
Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низко-проницаемого пласта АВ1-1 при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ1-2+3. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ1-2+3, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое за-вышение указанного коэффициента за счет негерметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.
Система разработки была принята в целом по продуктивному гори-зонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ1(1) практически от-сутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются ин-тервалы пластов АВ1(2-3) более высокой проницаемости.
Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позво-лили вовлечь в активную разработку пласт АВ1(1) "рябчик".
Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти из пласта АВ1(1), такие как кислотные обработки призабойной зоны пласта, пороховой генератор давления, метод глубоких депрессии, дополни-тельная перфорация, закачка композиции ИХН в нагнетательные скважины, не дали эффекта.
Закачиваемая в пласт подтоварная вода низкого качества в связи с кратно повышенным содержанием количества взвешенных частиц. Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не ис-пользуя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задей-ствовать все запасы пласта АВ1(1) в активную разработку и достичь проектно-го коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных ме-тодов интенсификации добычи нефти является требование времени и необ-ходимым условием эффективности разработки.
В целях повышения охвата выработкой, снижения обводненности, ин-тенсивности добычи нефти но объекту АВ1 проводилась: нестационарное за-воднение, закачка в одну скважину композиции ИХП. обработки призабой-ных зон, оптимизация сечки скважин путем размещения и бурения резервно-го фонда по большей части площади залежи и дополнительных скважин в пределах 1 и 2 опытных участка.
1. Из гидродинамических методов, обеспечивающих повышение эф-фективности разработки объекта при режиме вытеснения нефти водой из слабодренируемых зон, применялся метод \'\'нестационарного заводнения" Технология его реализации сводилась к периодическому прекращению за-качки воды в отдельные группы скважин. Нестационарное заводнение про-водилось в 2006-2007г., в течение которого нагнетательные скважины оста-навливались на 3 месяца. После периода остановки нагнетательных скважин наблюдается снижение обводненности.
2. С целью улучшения работы преимущественно низкодебитных сква-жин проводились различные виды обработок призабоиных зон (ОПЗ). к ним относятся кислотные обработки (ГКО, СКО), пороховой генератор давле¬ния (ПГДБК), метод глубоких депрессии (МГД) и дополнительная перфора¬ция (ДП). Обычно применяется несколько видов (комплекс) обработок. Из анали-за следует, что кратковременные (до 3 месяцев) увеличение дебитов после обработок изменяются в среднем с 47,7 до 86.0 %. Согласно проведен¬ным опенкам дополнительная добыча за годовой период в среднем 21.6 тыс. тонн в расчете на одну обработку дополнительно добыто в среднем 317 тонн нефти. Наиболее результативными явились методы ДП и ПГДБК, по-вышающие совершенство вскрытия. По объекту АВ1 месторождения прово-дились работы но закачки композиции ИХП в нагнетательные скважины, что способствовало увеличению их приемистости, следовательно интенсифика-ции отборов, а при вовлечение в работу низкопроницаемых прослоев повы-шаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11-35м3) водных растворов композиции (ИХН). В пределах участка, где размещены эти скважины, отмечаются периоды увеличения их приемистости на 40-45% продолжительностью до 3 месяцев. Изучение динамики технологических по-казателей участка проводилась по 58 добывающим скважинам. При этом в результате анализа дебита нефти, жидкости, обводненности, добычи нефти улучшения этих показателей незамечено. Анализируя результаты мероприя-тий по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 следует ска-зать, что имеющиеся положительные результаты были получены по относи-тельно высокопроницаемым пропласткам А1(2) и А1(3). Что касается пропласт-ка А1(1), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось.
Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект крат-ковременный. Обнадеживающие результаты получены после проведения ГРП в конце 2004 года по шести скважинам малодебитным по жидкости (до 10 т/сут). Согласно начальным исследованиям дебит нефти возрос почти в семь раз, прирост на скважину в среднем составил 39.4 т/сут. Здесь следует ожидать выраженного затухания эффекта из-за снижения пластового давле-ния. Во избежание этого необходимо предварительно проработать вопрос повышения приемистости верхнего пласта АВ1(1), т.е. предусмотреть меро-приятия по ограничению перетоков закачиваемых вод по затрубному про-странству (обсадной колонны) в нижние пласты АВ1+2+3.
Большая часть фонда скважин объекта эксплуатируется 15-20 лет, их эксплуатационные колонны в значительной мере изношены, а для полной выработки извлекаемых запасов нижних пластов АВ1-2+3, а затем верхнего АВ1(1) по существу потребуется не менее еще одной полной жизни скважины.
Таким образом, необходимо принципиальное разрешение этого вопро-са путем проведения обширных промысловых исследований техническо¬го состояния стволов скважин, оценке возможности ремонтных работ, зарезки вторых стволов, а также бурения новых скважин с соответствующей эко-номической оценкой эффективности всего комплекса мероприятий.
По объекту АВ1 принятая в начальном варианте трехрядная система расстановки скважин далеко не обеспечивала запланированных темпов отбо-ра нефти. С переходом на площадную систему и частичным уплотнением сетки была решена только одна часть задачи по направлению оптимизации разработки: повышение темпов отбора нефти и одновременно утеряны не менее важные позиции, связанные с возможностью надёжного контроля за выработкой запасов и регулирования процесса вытеснения. В последней проектной работе был определён целесообразным переход на замкнуто – блочную систему расстановки скважин, что позволило бы в значительной степени уменьшить влияние вышеупомянутого негативного фактора. Но в должной мере это решение не реализовано, т.е. в соответствии с решением, принятым в 1976 г., на залежи практические результаты продолжающейся реализации площадной системы разработки. А это значит отсутствуют тех-нические регулирования и контроля объёмов закачки и, соответственно, про-движения фронтов вытеснения даже в условиях однородного пласта. И зада-ча осложняется на порядок в условиях вышеохарактеризованной выражен-ной вертикальной и площадной неоднородности строения объекта АВ1, где ухудшенными фильтрационными характеристиками выделяется пласт АВ11+2а. И для его эксплуатации требуется применение повышенных депрес-сий в добывающих и репрессий в нагнетательных скважинах. А это обстоя-тельство при сравнительно небольшой толщине (1-4 м) глинистого раздела пластов АВ11 и АВ12 приводит к неизбежным прорывам по затрубному про-странству закачиваемых вод в нижнюю часть и, наоборот, подъему в добы-вающих скважинах. Необходимая для таких случаев специальная технология (применение заколонных пакеров, турбулизаторов, расширяющихся цемен-тов) при заканчивании скважин в спецпроектах хотя и предусматривалась, но эти решения, как правило, не реализовывались. Потенциальные отборы жид-кости из скважин обычно не достигаются из-за отсутствия в практике работ специальной технологии при первичном и вторичном вскрытии пласта, ис-ключающей образование <<скин-эффекта>>. Причем, условия дальнейшей эксплуатации скважин сопряжены с периодическими ремонтными работами, сопровождающимися глушением скважин раствором, содержащим мехпри-меси, которые, наряду с выносимыми из пласта, отнюдь не улучшают состо-яния призабойной зоны пласта и скважины. О высоком << скин- эффекте>> и его различии по скважинам свидетельствует широкий диапазон кратности (1,5-3,3) фактического соотношения дебита жидкости до ГРП и после.
Аналогично и в нагнетательных скважинах: закачка воды проводится невысокого качества, с повышенным содержанием мехпримесей и нефтепро-дуктов, где около 99% составляют сточные, остальную часть – воды апт- се-номанского комплекса. От пресной воды происходит разбухание глинистых частиц породы, поэтому она для закачки в пласт не используется даже в ис-ключительных случаях.
Таким образом, в соответствии с вышеизложенным, следует только од-нозначный вывод о том, что существующие системы расстановки добываю-щих и нагнетательных скважин, технического состояния и поверхностного обустройства, не обеспечивают высокоэффективной разработки объекта.

2.2 Необходимость внедрения циклической эксплуатации скважин

Кратковременная эксплуатация скважин (КЭС) позволила решить ос-новную проблему, над которой последние 2-3 десятилетия работали произ-водители УЭЦН всего мира, а именно: сокращение объема рынка, связанное с уменьшением дебита скважин вследствие ухудшения структуры запасов нефти и перевода их на эксплуатацию УШГН. Решить данную проблему уда-лось не созданием УЭЦН малой производительности (этот путь тупиковый), а путем эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин высокопро-изводительными УЭЦН (Q &#8805; 80 м3/сут.), имеющими наилучшие технические и эксплуатационные характеристики, в кратковременном режиме. Этот мо-мент является основным в КЭС.
При КЭС продолжительность откачки жидкости из скважины (5-20 ми-нут) в несколько раз меньше продолжительности накопления жидкости в скважине (0,33 -2 часа). Поэтому средняя производительность УЭЦН соот-ветствует дебиту скважин от 5 м3/сут. Наиболее наглядным и известным тех-ническим аналогом КЭС служат имеющиеся в каждом доме бытовые холо-дильники, которые также эксплуатируются в кратковременном режиме.
С экономической точки зрения, основным конкурентным преимуще-ством КЭС является то, что она одновременно оказывает положительное влияние на все основные составляющие себестоимости добычи нефти:
• увеличивает объемы добычи нефти;
• сокращает потребление электроэнергии;
• увеличивает межремонтный период (МРП);
• сокращает затраты на проведение технологических операций;
• сокращает затраты на исследование скважин.
У стандартного способа эксплуатации УЭЦН в непрерывном режиме при всех плюсах есть один большой минус – невозможность эффективно из-менять производительность установки без проведения ТРС. Применяемое для этой цели дросселирование снижает КПД УЭЦН, в результате чего по-вышаются затраты на потребление электроэнергии. В свою очередь, главный недостаток периодической эксплуатации УЭЦН состоит в снижении объемов добываемой продукции при переводе с непрерывной эксплуатации. Сниже-ние связано с увеличением среднеинтегрального динамического уровня пла-стовой жидкости над приемом насоса, уменьшением депрессии на пласт и со-кращением приток пластовой жидкости в скважину. Кроме того, в зимнее время на фонде АПВ часто возникают проблемы с замерзанием устьевой ар-матуры.
Взгляд производственников и разработчиков на периодическую экс-плуатацию УЭЦН – однозначно отрицательный. То же самое относится и к производителям установок. Поэтому периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит оказы-вается настолько меньше производительности установки, что дросселирова-нием ЭЦН нивелировать эту разницу не удается. Однако существует третий способ – циклическая эксплуатация скважин (ЦЭС), – который сочетает в се-бе плюсы обоих методов, но не отягощен их минусами.
Уухудшение структуры нефтеносных запасов, что объективно приво-дит к осложнению условий эксплуатации добывающих нефтяных скважин. В результате сокращается межремонтный период стандартного нефтедобыва-ющего оборудования, увеличиваются затраты на изготовление оборудова-ния специального исполнения, стремительно растут удельные энергозатраты на добычу нефти. Между тем, проблема падения коэффициента нефтеотдачи может быть решена с помощью прогрессивных методов добычи трудноиз-влекаемой нефти — в частности, с помощью метода кратковременной экс-плуатации добывающих нефтяных скважин (КЭС) на мало- и среднедебит-ных скважинах, которых у нас сегодня значительно больше, чем высокоде-битных.
Кстати сказать, в настоящее время КЭС защищена патентами РФ на изобретения, Евразийским патентом, патентом США и патентуется в Канаде. С технической точки зрения метод КЭС представляет собой высокоэффек-тивный симбиоз способов периодической эксплуатации скважин УЭЦН и не-прерывной эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом.
С позиций экономики при незначительном увеличении стоимости до-бывающего оборудования КЭС позволяет не только увеличить объемы до-бычи нефти на 10–15%, но и в два-три раза сократить энергопотребление. К примеру, при использовании методов КЭС общий КПД всего оборудования, установленного как на устье, так и в самой скважине, достигает с учетом всех видов потерь 45–50%. В то же время максимальный КПД штанговой насос-ной установки (УШГН) составляет лишь 37%, и с уменьшением дебита сква-жины КПД только падает. Удельный расход электроэнергии при КЭС со-ставляет 6–7 кВт*ч/т*км (единственно универсальная единица измерения удельного энергопотребления, поскольку часто применяемые для этого еди-ницы кВт*ч/м или кВт*ч/т не позволяют сравнивать между собой различные способы добычи нефти на разных скважинах), что в два-три раза меньше удельного расхода электроэнергии при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН.
Факторы, осложняющие мехдобычу, хорошо из¬вестны: повышенная обводненность, высокий газо¬вый фактор, вынос мехпримесей, АСПО, сла-бый приток и т.д.. Все они препятствуют стабиль¬ной и эффективной работе ЭЦН, приводя к сниже¬нию МРП и дебита скважин и повышению эксплуа-тационных расходов, в частности затрат на ремонт¬ные работы. С помощью внедрения метода КЭС можно добиться роста МРП и дебита, снижения экс-плуатационных расходов, вовлечь в эксплуатацию ЧРФ и бездействующий фонд. Коэффициент экс¬плуатации фонда при использовании метода КЭС увеличивается, а издержки на добычу 1 м3 нефти снижаются.





Комментарии: 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 на циклическую эксплуатацию 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 внедрения циклической эксплуатации скважин с 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.
Настоящая работа направлена на исследование работы УЭЦН с целью разработки рекомендаций по циклической эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.
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.
Проведен обзор применяемых в настоящее время методик подбора УЭЦН, а также регламентирующих документов, технологических и технических решений по освоению скважин, оборудованных УЭЦН. Выявлено, что все они не учитывают нестационарные термо- и гидродинамические процессы, происходящие при освоении. Это, скорее всего, и является одной из основных причин возникновения осложнений в процессе вывода скважин на стационарный режим работы.
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.
Составлена расчетная схема для выполнения поверочного расчета пригодности выбранного погружного электродвигателя исходя из заданных геолого-технических (геотермический градиент, глубина залегания пласта, пластовая температура) и технологических (дебит скважины, глубина спуска УЭЦН) условий стационарной работы скважины.
Рассмотрено два принципиально разных нестационарных тепловых режима работы электродвигателя: случай пренебрежимо малого притока из пласта - передача тепла от ПЭД в окружающее пространство в основном теплопроводностью; работа электродвигателя с охлаждением потоком жидкости - передача тепла вынужденной конвекцией.
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 упруго-емкостных 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


Размер файла: 8,7 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

   Скачать

   Добавить в корзину


        Коментариев: 0


Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Внедрение циклической эксплуатации скважин с УЭЦН на Советском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодо

Вход в аккаунт:

Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal Крипто-валюты

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!