Оптимизация работы скважин с УЭЦН в условиях высокого газосодержания-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Оптимизация работы скважин с УЭЦН в условиях высокого газосодержания-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время разрабатываются и эксплуатируются месторожде-ния с трудноизвлекаемыми запасами нефти, которые приурочены к низко-проницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчленённым коллек-торам. Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и нефтепромысловых предприятий. Несмотря на высокое развитие техники и технологий добычи нефти, средняя нефтеотдача в США не превы-шает 0,41, в России – 0,4 (диапазон изменения от 0,1 до 0,72). Более полови-ны первоначальных геологических запасов нефти остаются неизвлечёнными.
На Первомайском месторождении проводится целый комплекс меро-приятий по повышению нефтеотдачи пластов. Здесь и гидравлические раз-рывы пласта, проводимые фирмой «Шлембурже Интернешнл», и физико – химические методы.
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 этой работе мы проанализируем программу интенсификации добы-чи нефти в скважинах, оборудованных установками электрических центро-бежных насосов (УЭЦН), проводящуюся совместно с другими методами уве-личения нефтеотдачи (МУН). Нужно учесть, что данная программа примене-на впервые в мире (по крайней мере, в таком масштабе).
На предприятии НГДУ «Васюганнефть», на территории которого находится Первомайское месторождение, надзор за выполнением технологи-ческих регламентов, связанных с программой интенсификации, и анализ программы ведёт служба супервайза.
В настоящее время мы сможем судить только об экономической эф-фективности программы, так как срок её действия всего два года.
Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 2012-2020 г.г. может быть добыто 161,6 млн. тонн нефти, в том числе в 2012-11,4 млн. тонн, 2014-9,1 млн. тонн, 2016-6,9 млн. тонн, 2018-5,0 млн. тонн и 2020-2,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторожде-ний на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку ме-сторождения являются средними и мелкими. Ввод их в разработку и эксплу-атация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от со-временных линий трубопроводного транспорта.
В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пла-стов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Технологической схемой разработки (1978 г.) принят вариант блоко-вой трёхрядной системы заводнения с поперечным разрезанием залежи на 17 блоков и размещением 793 скважин основного фонда (554 добывающих и 239 нагнетательных). Расстояние между добывающими скважинами в рядах и между рядами 500 м. Расстояние между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин-600 м.
Разработка месторождения начата разведочными скважинами в 1981 г. Проектный эксплуатационный метраж (2300 тыс. м) за период 1982-1983 гг. реализован на 94,2 % (2167 тыс. м).
За двадцатипятилетний период разработки (1983-2008 гг.) добыто 43651 тыс.т нефти. В первые семь лет (1983-1989 гг.) фактические уровни го-довой добычи нефти были ниже проектных из-за отставания по вводу добы-вающих скважин и более низких (в среднем на 24%) фактических дебитов жидкости.
В последующие 5 лет (1990-1995 гг.) при меньшем фонде добываю-щих скважин (в среднем на 17%) ежегодные уровни добычи нефти превыша-ли максимальный проектный (2700 тыс. т) на 10,1-17,6%, что объясняется более высокими фактическими дебитами жидкости, в среднем превысившими проектные на 43,7% (8.6 т/сут.). В 1995 г. при незначительном превышении максимального проектного уровня добычи (на 2 тыс. т) отмечается довольно значительное (на 12,2% - 375 тыс.т) снижение последней к уровню 1993 г. из-за ухудшения структуры добывающего фонда скважин (рост обводнённо-сти). Из-за значительного увеличения обводнённости добывающих скважин и снижения коэффициента использование фонда скважин до 0,693 в 1995 г. произошло дальнейшее значительное (на 15,8%) снижение добычи нефти к уровню 1994 г. при превышении фактического дебита жидкости над проект-ным на 4,2 т/сут. (21,9%).
В период максимальных уровней добычи нефти фактическая обвод-нённость, составившая в 1995 г. 19,2%, в среднем на 9% была ниже проект-ной, что, с одной стороны объясняется переводом в процессе эксплуатации обводнённых скважин (ЭЦН) на менее производительные насосы (ШГН), ограничивающие добычу жидкости; с другой стороны, оптимизацией отбо-ров жидкости (перевод на ЭЦН) малообводнённых и новых скважин, что позволяло в течение всего периода разработки обеспечивать довольно ста-бильные дебиты жидкости ЭЦН (в среднем 48,9 т/сут) при невысокой обвод-нённости, в последние два года достигшей лишь 12%.
До 1999 г. Первомайское месторождение разбуривалось на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИНП в 1978 г. на базе утверждённых ГКЗ СССР (1976 г.) извлекаемых запасов нефти (катего-рия С1 – 66,5 млн.т.). Согласно решениям технологической схемы реализо-вана трёхрядная блоковая система разработки с расстоянием между добы-вающими скважинами в рядах и между рядами – 500 м., между добывающим и нагнетательным – 600 м. Расстояние между нагнетательными скважинами в рядах – 350 м.
Максимальная добыча нефти – 2700 тыс.т/год определялась на 8 лет (1986 – 1995 гг.), фактически последняя реализовывалась в течение 5 лет (1991 – 1996 гг.).
По результатам эксплуатационного и разведочного бурения (ОАО ''Томскнефть'' ВНК) институтом ''ТомскНИПИнефть'' пересчитаны и утвер-ждены ГКЗ РФ в 1992 г. (протокол No 26 от 9.06.1992 г.) запасы нефти, сни-зившиеся (извлекаемые В + С1) на 19,1% (12,7 млн.т) к ранее утверждав-шимся.
На основе материалов эксплуатационного и разведочного бурения, в северо-западной части месторождения выделился участок, не рассмотренный в техсхеме 1978 г. Для вовлечения его в разработку институтом ''ТомскНИ-ПИнефть'' составлена дополнительная записка к техсхеме (1995 г.), которой на упомянутом участке предусматривалось бурение 94 скважин (в том чис-ле 34 нагнетательных) по внедряемой сетке и системе.
Разбуривание основного фонда скважин, предусмотрено техсхемой (1978 г.), завершено в 1994 г., в связи с чем по заданию ОАО ''Томскнефть'' ВНК институтом ''ТомскНИПИнефть'' в 1998 – 1999 гг. выполнена уточнён-ная технологическая схема разработки Первомайского месторождения, рас-смотренная Центральной Комиссией по разработке (протокол от 18.09.1999 г., г. Москва), которая упомянутый проектом документ сочла нужным утвер-дить в качестве дополнения к технологической схеме разработки с реализа-цией 3 варианта разработки и технологическими показателями на 1999 – 2003 гг. при этом ЦКР рекомендует :
― разбуривание и ввод в разработку северо-западной части
месторождения (55 добывающих и 26 нагнетательных скважин)
― осуществление ГРП пласта в 75 добывающих скважинах;
― проведение опытно-промышленных работ по испытанию техноло-гии
магнитной обработки воды и бурения 6 горизонтальных сква-жин,
(блоки II, III) с длиной горизонтальной части ствола 500 м;
―обеспечение учёта объёмов закачки воды в пласт.
Анализ показал, что почти половина эксплуатационного фонда (дей-ствующего и бездействующего) характеризуется невысокими добывными возможностями. Из 153 высокообводнённых скважин по 31 (20,3%) прямыми геофизическими исследованиями установлена связь обводнённости продук-тивного пласта с закачиваемой водой, по 44 скважинам (28,5%) эта связь определена косвенным методом по наличию радиохимических аномалий (по-вышение гамма-фона против первоначального), являющаяся, как представ-ляется, следствием обогащения радиоактивными солями (за счёт выщелачи-вания) движущейся по пласту закачиваемой воды.
Основные показатели текущего состояния разработки месторождения приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
Текущее состояние разработки месторождения
Накопленная добыча с начала разработки,
млн.т нефти
жидкости 
25,198
28,815
Закачка воды с начала разработки, млн.м3 49,5
Суммарная компенсация отбора жидкости, % 
125,1
Пробуренный фонд добывающих сква-жин,
в т. ч. действующий 489
353
Пробуренный фонд нагнетательных сква-жин,
в т. ч. действующий 281

238
Обводнённость добываемой жидкости, % 
25,7
Средний дебит добывающей скважины,
т/сут., нефть/жидкость 
17,5/23,5
Средняя приемистость нагнетательной скважины, м3/сут. 
53,0















2.2 Характеристика фонда скважин

Основным способом эксплуатации в течение всего периода разработ-ки являлся механизированный (ШГН, ЭЦН), обеспечивший на 01.01.2014 г. 98,4% всей добычи нефти. Невысокое газосодержание способствовало широ-кому использованию электропогружных установок, добыча которыми соста-вила 75%. Фонтанным способом получено 4,1% от общей добычи. Трёхряд-ная система заводнения (положительно зарекомендовавшая себя в процессе разработки) формировалась по мере разбуривания участков залежи (бло-ков), при этом большинство нагнетательных скважин вводилось под нагнета-ние воды при незначительной отработке на нефть.
В процессе эксплуатационного и разведочного бурения уточнены границы залежи в южной, восточной и северной частях структуры. А также отметка водонефтяного контакта по восточной части залежи, оказавшаяся выше на 12 м, принятой при подсчёте запасов. По сравнению с подсчётной, отмечается расширение площади нефтеносности в северо-западной части за-лежи, где институтом ТомскНИПИнефть предложено к бурению 94 скважи-ны. Тем не менее, пересчёт запасов по месторождению в 1995 г. показал со-кращение последних на довольно значительную величину (19,3%) по срав-нению с принятыми при расчёте показателей разработки в технологической схеме. Таким образом, сокращение запасов нефти, временное прекращение эксплуатационного бурения (по экономическим соображениям), наряду с об-воднением и низким коэффициентом использования фонда, обусловили ин-тенсивное снижение добычи нефти по месторождению в 2010-2011 г.
На 01.01.2014 г. пробурено 717 скважин основного (502 добывающих и 215 нагнетательных) и 54 скважины резервного фонда. По ряду причин (обводнение в процессе эксплуатации, попадание за контур нефтеносности) 90 проектных добывающих скважин переведено в фонд нагнетательных, что по некоторым блокам ускорило формирование блочно-замкнутой системы воздействия.
Фонд добывающих скважин составил 489, из них действующих 353, бездействующих - 126, не введённых в эксплуатацию (находящихся в освое-нии) - 10.
По сравнению с декабрём 2013 г. число фонтанных скважин не изме-нилось (87 скважин), количество скважин, эксплуатирующихся ЭЦН снизи-лось на одну (115 скважин), число скважин оборудованных ШГН сократи-лось на 24 (до 151 скважины). В полтора раза увеличился бездействующий фонд скважин (с 84 до 126 скважин). Общее число новых скважин за 9 меся-цев составило 19 единиц. Распределение действующего фонда скважин по среднесуточным дебитам указывает на ухудшение структуры добывающего фонда за счёт сокращения, в первую очередь, числа высокодебитных сква-жин.
Как следует из таблицы, группа высокообводнённых (свыше 90%) скважин, составившая четверть действующего фонда, на 73,9% представлена фонтанными скважинами, переведёнными на фонтанный способ после обвод-нения с ЭЦН и ШГН из-за дефицита последних. Добыча нефти по скважинам данной группы составила за 9 месяцев лишь 0,76% (11,7 тыс.т) от общей при среднесуточном дебите нефти 0,5 т, жидкости - 10,6 т (что ниже дебита ШГН - 12,8 т/сут.) и почти 95% обводнённости.
Анализ показал, что почти половина эксплуатационного фонда (дей-ствующего и бездействующего) характеризуется невысокими добывными возможностями. Из 153 высокообводнённых скважин по 31 (20,3%) прямыми геофизическими исследованиями установлена связь обводнённости продук-тивного пласта с закачиваемой водой, по 44 скважинам (28,5%) эта связь определена косвенным методом по наличию радиохимических аномалий (по-вышение гамма-фона против первоначального), являющаяся, как представ-ляется, следствием обогащения радиоактивными солями (за счёт выщелачи-вания) движущейся по пласту закачиваемой воды.
После анализа текущего состояния разработки в 2013 году была при-нята к действию программа интенсификации добычи нефти с использованием УЭЦН. Цель программы – повышение нефтеотдачи пласта благодаря спуску в скважины на большую нежели обычно глубину высоконапорных электро – центробежных насосов, т.о. в скважине создаётся большая депрессия на пласт. В процессе интенсификации некоторые скважины не удалось эксплуа-тировать УЭЦН и их пришлось перевести на эксплуатацию ШГН. В 2013 го-ду был разбурен куст 52 (8 скв.). Скважины этого куста осваиваются с по-мощью УЭЦН по программе интенсификации. Большую роль в повышении нефтеотдачи пласта сыграли ГРП, проведённые фирмой «Schlumberger».
В процессе разработки Первомайского месторождения многие скважи-ны фонтанного фонда снижают дебиты или прекращают фонтанировать в ре-зультате обводнения и снижения коэффициентов продуктивности в связи с ухудшением фильтрационных характеристик при забойной зоны в процессе эксплуатации. В связи, с чем приходится переводить скважины под механи-зированную добычу. Подбор скважин Первомайского месторождения к пе-реводу на механизированную добычу рекомендуется осуществлять с учетом технологических областей применения механических способов добычи нефти.
Особенности эксплуатации добывающих скважин Первомайского ме-сторождения:
 необходимость регулирования отборов жидкости по малопроницае-мым и высокопроницаемым пропласткам;
 создание небольших депрессий в при забойной зоне пласта;
 обеспечение достаточной герметичности устьевого оборудования;
 необходим высокий межремонтный период (МРП) работы скважин;
 повышенный уровень контроля за технологическим процессом.

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 проведения ремонтных работ произошло увеличение дебита скважины на 20,4 тонны. Рост дебита скважины привел к повыше-нию объема добычи нефти на 6648 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3037,51 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от проведения ремонтных работ в сумме 31,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 51,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 44,4 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3037,51 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения мероприятия.











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 содержаще-гося в пластовой продукции проппанта и пластового песка. Нестабильное элекроснабжение связано с ведущимися работами по бурению скважин (пус-ками синхронных элекродвигателей буровых станков).
В связи, с чем считаю первостепенной задачей по стабилизации пита-ющего электоснабжения решение вопроса по переводу энергоснабжения бу-ровых станков от передвижных дизельгенераторных установок соответству-ющей мощности. Что создаст возможности для бесперебойного энергоснаб-жения 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 проводится программа по ин-тенсификации добычи нефти. Для достижения данной цели проводятся меро-приятия по улучшению проницаемости при забойной зоны пласта. Желае-мый 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 результа-та. В результате чего с началом добычи скважинной жидкости (созданием воронки депрессии на продуктивный пласт) из при забойной зоны начинает-ся активный вынос проппанта, заполнение им зумпфа и засорение исполни-тельных 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 перво-го. 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 разбо-ра комплектующих его деталей внутри ЭЦНа обнаруживаются гранулы проппанта.
Можно сделать вывод о том, что используемые технологии по скрепле-нию проппанта компаниями «BJ» и «Шлюмберже» не удовлетворяют необ-ходимым требованиям по дальнейшей эксплуатации скважин. Полученное при ГРП снижение скина возвращается к исходным значениям в процессе ве-дения добычи нефти, за счет выноса проппанта из при забойной зоны и за-крытия трещин в породе пласта.
Основной принцип подбора установок скважинного центробежного электронасоса к нефтяной скважине состоит в обеспечении извлечения из скважины нормированного дебита при минимальных затратах.
Известно несколько методик подбора УЭЦН к нефтяным скважинам.
Правильный выбор типоразмера установок обеспечивает нормальный режим работы системы пласт-насос.
Наиболее сложной задачей при выборе установки является определе-ние рационального типоразмера ЭЦН и глубины погружения его под дина-мический уровень.
При выборе ЭЦН в основном необходимо соблюдать следующий по-рядок выбора узлов:
φ произвольный выбор нескольких типоразмеров установок;
φ определение глубины погружения насоса и его напора условиям отбора нефти;
φ уточнение параметров насоса при вязкости откачиваемой смеси и газосодержании, отличающихся от принятых;
φ проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости после ремонта скважины;
φ проверка нагрева двигателя и уточнение его типоразмера;
φ проверка выбранного кабеля;
φ проверка диаметрального габарита погружного агрегата и труб с кабелем;
φ проверка параметров автотрансформатора и станции управле-ния;
φ сравнение экономических показателей первоначально принятых вариантов УЭЦН и выбор из них оптимального.
При выборе установок должны быть известны следующие величины: суточный дебит скважины, глубина залегания пласта, температура и давле-ние пласта, коэффициент продуктивности, объемный коэффициент нефти, давление насыщения, плотность сепарированной нефти, газовый фактор, плотность газа, обводненность, плотность воды, диаметр подъемных труб, внутренний диаметр обсадной колонны, буферное давление, вязкость отка-чиваемой смеси.
Видно, что влиянию газа уделяется особое внимание, поэтому пра-вильный подбор газосепаратора является основным условием нормальной работы центробежного насоса.