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

ID: 185268
Дата закачки: 10 Ноября 2017
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
Посмотреть другие работы этого продавца

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

Описание:
Повышение эффективности борьбы с солеотложениями 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
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 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади Красноленинского месторождения начато в 1982 году на северо-западе залежи пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (про-токол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по состоянию на 01.01.80г. Главтюмень-геологией. Основным проектными решениями по разработке предусматри-валось:
- выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК-2 – ЮК-11);
- площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;
- механизированный способ с начала разработки.
В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35.153 млн.т по категории С1. Необхо-димость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:
- уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утвер-ждалась ГКЗ СССР;
- переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.
Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объ-еме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.
В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на балансе Мингеологии СССР числилось :
- по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.т , извлекаемых 309187 млн.т;
- по категории С2 балансовых 387088 млн.т, извлекаемых 134753 млн.т.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает сле-дующие основные положения:
- выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбури-ванием их самостоятельными сетками скважин;
- применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);
- способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газ-лифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);
- темп отбора нефти при проектном уровне – 3,8 % от начальных из-влекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;
- фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих –5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;
- извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т. конечный коэффициент нефтеотдачи – 0,436;
- применение нестационарного заводнения;
- объем нагнетательных вложений за весь срок разработки – 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи – 32,6 руб/т.
В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного про-ектированием в предыдущих документах.
На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку
Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.
ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме раз-работки Талинского месторождения со следующими основными технологи-ческими положениями:
- выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
- блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
- оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабопре-нируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточнения особенностей геологического строения продуктивных пластов;
- систему разработки, предложенную для южного участка, распро-странить на участках расширения контура нефтеносности.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показа-телями :
- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
- жидкости - 12,5 млн.т.
- закачка воды - 16,5 млн.м3.
- ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .
- общий фонд скважин - 1553.
- в том числе добывающих - 777.
- нагнетательных - 259.
- резервных - 517.
- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );
- давление на устье скважин 18,0 МПа;
- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:
- увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
- временно оказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, со-средоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
- предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно – нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разре-шен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;
- организация совместной разработки пластов ЮК10 и Юк11 на залежах 1 и 2 в участке 3;
- внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.
В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Та-линской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади : на начальной стадии – по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновре-менно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические по-казатели разработки.
В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей по ДНС –30,31,32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талинской площади разработан-ного в объединении Красноленинскнефтегаз: проектные уровни по добыче:
- нефти – 4,65 млн.т.
- жидкости – 17,0 млн.т.
- закачки воды – 21,8 млн.м3
- фонд скважин, всего – 1640
- в т.ч. добывающих – 1177
- нагнетательных - 463
Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фак-тическая добыча нефти ниже проектной:
- в 2008 году – на 38,1 %.
- в 2009 году – на 26,2 %.
- в 2010 году – на 17,2 %.
- в 2011 году – на 5,8 %,
Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Рас-хождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных
- в 2008 году – на 10,8 т/с.
- в 2009 году – на 13,5 т/с.
- в 2010 году – на 10,3 т/с.
- в 2011 году – на 7,9 т/с.
Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:
фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологиче-ской схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется про-ектное решение по способу добычи – внедрение газлифта.
Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических ме-роприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: переход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно – замкну-тую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптими-зации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 2006-2008 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 2009 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Пре-вышение проектного уровня добычи жидкости не позволило выйти на про-ектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарас-тания обводненности продукции превышает проектный. В 2010 году факти-ческая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту – 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняет-ся следующими причинами:
- уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
- уточненная структура запасов нефти характеризуется большой филь-трационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.

2.2 Влияние солей на процесс нефтедобычи

В настоящее время на нефтяных месторождениях Западной Сибири широко используются методы интенсивного воздействия на пласт в сочета-нии с применением современных высокопроизводительных электроцентро-бежных насосов (ЭЦН). Рост добычи нефти неизбежно приводит к увеличе-нию добычи воды. Вода, добываемая попутно с нефтью – главный источник выделения солей в виде твёрдой фазы. ЭЦН – наиболее уязвимые насосы, при осаждении солей в рабочих органах резко ухудшается их характеристи-ка.

Комментарии: 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 использования методов, борьбы с отложениями солей произошло увеличение дебита скважины на 6,8 тонны. Рост дебита сква-жины привел к повышению объема добычи нефти на 2,624 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 2824,79 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от использования методов борьбы в сумме 22,63 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 44,57 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 29,81 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 2824,79 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности использования методов борьбы с солями.

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.
Доказано, что технологической операцией, провоцирующей отказ в наиболее уязвимом месте - изоляции электрической цепи «токоподводящий кабель - погружной электродвигатель» - является процесс освоения скважи-ны.
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.
Установлено, что время работы погружного электродвигателя без охлаждения потоком жидкости лимитировано и определяется в основном удельной тепловой мощностью ПЭД и температурой горных пород на глу-бине спуска УЭЦН. А характер изменения во времени средней температуры заданного типа ПЭД при его работе с охлаждением потоком жидкости опре-деляется в основном теплоотдачей (а) и разностью между начальной темпе-ратурой электродвигателя (Тн) и температурой набегающего потока (Т0). При этом возможны следующие варианты работы: нагрев, поддержание тем-пературы электродвигателя постоянной или его охлаждение.
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.
Затраты на борьбу с солеотложениями несравненно ниже затрат, воз-никающих из-за выхода оборудования из строя, его ремонта или замены. Необходимо защищать весь фонд ЭЦН с обводненностью 20-90% и исполь-зовать статистический метод как 1-ый этап прогнозирования солеотложений.
Рост солевого фонда скважин в последние годы связан с изменением технологической политики при разработке месторождения. В солевом фонде скважин увеличивается доля скважин эксплуатирующих малопродуктивные пласты.
Успешность защиты подземного оборудования можно поддерживать на приемлемом уровне в 95-98%. В дальнейшем предполагается провести году ОПИ ингибитора полиакрилатного типа «Додискейл 2870К» для раз-личных условий эксплуатации УЭЦН, а также использовать как базовые сле-дующие технологии:
• для солевого фонда с производительностью до 400 м3/сут. — 20% раствор, расход 15-20 г/т, периодичность обработки — 15 сут.;
• для солевого фонда с производительностью более 400м3/сут. — то-варная форма, расход 10-15 г/т, периодичность обработки 7-10 сут.;
• для потенциального солевого фонда — 20% раствор, расход 10-15 г/т, периодичность обработки —15-30 сут.

Размер файла: 4,1 Мбайт
Фаил:

(.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

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

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.

Вход в аккаунт:

Страницу Назад

Cодержание / Нефтяная промышленность / Повышение эффективности борьбы с солеотложениями при эксплуатации скважин с УЭЦН-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтега

Некоторые похожие работы:

Способы оплаты: