Анализ работы фонда скважин пласта В1 Красноярского месторождения

Анализ работы фонда скважин пласта В1 Красноярского месторождения

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на курсовой проект

Введение

1. Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов

. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта

. Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН

4. Оценка правильности подбора оборудования УЭЦН в скважине № 409 Красноярского месторождения

. Разработка рекомендаций по совершенствованию режима работы скважин

Заключение

Список используемой литературы

ЗАДАНИЕ

на курсовой проект по дисциплине “Эксплуатация нефтяных и газовых скважин” по теме: Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, пласта В1 Самодуровского месторождения.

выдано студенту Иванову И.И. (4 курс, 1 группа).

Введение.

Во введении обосновывается актуальность темы курсового проекта, указываются основные задачи, которые необходимо решить при написании данной работы.

1. Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов

В данном разделе необходимо коротко представить основные сведения о месторождении и слагающих его продуктивных пластах, описать коллекторские свойства пласта и основные физико-химические свойства пластовых флюидов.

2. Состояние эксплуатационного фонда скважин объекта

Охарактеризовать фонд эксплуатационных скважин, указав общее количество скважин, выделив из них работающие, простаивающие и бездействующие, указать фонд скважин эксплуатирующийся в периодическом режиме, провести распределение скважин по способам и объектам эксплуатации. В целом по месторождению указать средние величины дебитов по жидкости и нефти, коэффициентов обводненности и продуктивности добывающих скважин.

3. Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН

В данном разделе необходимо по данных технологического режима работы скважин построить диаграммы распределения скважин по дебитам жидкости и нефти, обводненности, динамическим уровням, глубинам установки насосов, номинальной производительности насоса и проанализировать их. Выявить и описать факторы, осложняющие эксплуатацию скважин на данном объекте.

4. Оценка правильности подбора оборудования УЭЦН к условиям скважины

На примере одной скважины, используя соответствующие технологические расчеты, проанализировать правильность выбора глубинно-насосного оборудования и режима его работы.

5. Разработка рекомендаций по совершенствованию режима работы скважин

Обобщив результаты анализа и расчетов выполненных в предыдущих разделах представить рекомендации по совершенствованию режима работы скважин эксплуатационного объекта.

Заключение

В заключении необходимо представить выводы и рекомендации по основным вопросам, решение которых достигнуто при написании курсового проекта.

Графическая часть:

. Структурная карта или карта разработки месторождения;

. Технический чертеж со спецификацией или схема установки в скважине;

. Диаграммы, выполненные при написании курсового проекта (не более 4 шт.)

месторождение пласт флюид скважина

ВВЕДЕНИЕ

Значительная часть эксплуатационного фонда скважин месторождений нефти России оборудована установками электроцентробежных насосов.

Эксплуатационный фонд Самодуровского месторождения НГДУ “Бугурусланнефть” Оренбургской области составляет 99 скважин. Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, из них 65 скважин оборудованы установками центробежного насоса (УЭЦН).

Главной задачей данного курсового проекта является анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Эффективное использование погружных электроцентробежных установок достигается в том случае, когда их рабочие параметры соответствуют оптимальному значению. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в неоптимальном режиме приводит в первую очередь к преждевременному отказу оборудования, а также к дополнительным расходам материальных и энергетических ресурсов. Одной из основных задач данной работы является оценка правильность подбора оборудования УЭЦН к добывающей скважине и определение эффективность режима работы скважин.

1. Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов

Самодуровское месторождение, открытое в 1961 году, расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области. Самодуровского месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность приурочена к продуктивным пластам Б₂ бобриковского горизонта, В₁ - турнейского яруса, ЗЛ₁ и ЗЛ₂ заволжского горизонта, Д_ф фаменского яруса, а также Д₀₊₁ пашийского горизонта. Залежь пласта В₁ турнейского яруса является основным объектом разработки месторождения, его извлекаемые запасы составляют 67% от всех запасов месторождения.

Пласт В₁ турнейского яруса по представлен переслаиванием пористых и плотных известняков при коэффициенте расчлененности 11,2. Проницаемость пласта В1 равна 0,011 мкм², пористость - 0,12 д.ед., нефтенасыщенность - 0,89 д.ед.

По результатам исследований и расчетов выявлены следующие физико-химические свойства пластовых флюидов:

плотность пластовой нефти - 855 кг /м³,

плотность разгазированной нефти - 875 кг /м³,

давление насыщения нефти газом при пластовой температуре - 3,91 МПа,

газовый фактор - 20,3 м^3/т,

объемный коэффициент - 1.0386,

динамическая вязкость разгазированной нефти - 16,7 мПа∙с.

По товарной характеристики нефть высоко-сернистая (2,27%) смолистая (94,71 %), парафиновая (5,57%), объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С составляет - 44 %.

Пластовая вода хлоркальциевого типа, имеет плотность 1070 кг/м³ при общей минерализации 250-260 мг/л.

2. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин объекта

По состоянию на 01.01.2006 года эксплуатационный фонд состоит из 99 скважин, из них в бездействии (простое) находятся 22 скважины. Все добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, из них 12 скважин (16%) эксплуатируются установками штангового глубинного насоса (ШГНУ) и 65 скважин (84%) - установками центробежного насоса (УЭЦН). Скважины, оборудованные УЭЦН, эксплуатируют пласт Б2 - 2 скважины (3%), В1 - 43 скважины (66%) и Б2+В1 - 20 скважин (31%). Результаты анализа приведены на рис.2.1.

Рис. 2.1. Распределение скважин по способам и объектам эксплуатации

Дебиты скважин по нефти находятся в пределах от 1 до 55 т/сут, в среднем составляя 10,8 т/сут., причем по скважинам, оборудованным ШГН - 5 т/сут, по ЭЦН - 14 т/сут.

Дебиты скважин по жидкости находятся в пределах от 1 до 252 м³/сут, в среднем составляя 52,6 м³/сут., причем по скважинам, оборудованным ШГН - 18 м³/сут, по ЭЦН - 50 м³/сут.

Обводненность продукции скважин находится в пределах от 14 до 99 %, в среднем составляя - 79,5%.

3. Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН

Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, произведенный по данным технологического режима, представленного в табл. 1 приложения показал, что дебиты скважин оборудованных УЭЦН, Самодуровского месторождения (пласт В1), по жидкости находятся в пределах от 6 до 200 м3/сут. На рис.3.1 представлено распределение скважин по дебиту жидкости. Как видно из рисунка значительная часть скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 80 м3/сут. Однако есть скважины с дебитами 160-200 м³/сут.

Рис. 2.2. Распределение скважин по дебиту жидкости

Дебиты скважин по нефти находятся в пределах от 1 до 48 м³/сут. На рис.3.3 представлено распределение скважин по дебиту жидкости.

Как видно из рисунка большая часть скважин имеет дебиты менее 20 м³/сут. Низкие дебиты по нефти обусловлены значительной обводненностью продукции, которая для скважин, оборудованных УЭЦН, находятся в пределах от 12 до 98%.

Рис. 3.3. Распределение скважин по дебиту нефти

На рис.3.4 представлено распределение скважин по обводненности продукции. Как видно из рисунка преобладающая доля скважин эксплуатируется с обводненностью продукции более 40 %.

Рис. 3.4. Распределение скважин по обводненности продукции

Скважины эксплуатируются установками ЭЦН с номинальной производительностью 25, 30, 45, 50, 60, 80, 125 и 200 м3/сут, причем преобладают установки производительностью 30, 50, 60, 80 и 125 м3/сут. Распределение скважин по номинальной производительности УЭЦН представлено на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Распределение скважин по номинальной производительности ЭЦН

Если сравнить данный рисунок с графиком распределения дебита скважин по жидкости, то сразу видна необходимость проведения расчетов для смены типоразмеров насосов.

Средняя глубина спуска насоса в сравнении с 2004г. увеличилась на 4м (2004г-1761м., 2005г.-1765м.). Средний динамический уровень в сравнении с 2004г. увеличился на 9м (2004г.-1292м., 2005г.-1301м) (см. рис.3.7). Глубины установки насосов в скважинах месторождения изменяется от 1530 до 1879 м, динамические уровни жидкости в скважинах находятся в пределах от 574 до 1699 м.

Рис. 3.6. Распределение скважин по номинальной мощности ПЭД

Рис. 3.7. Распределение скважин по глубинам спуска насосов и динамическим уровням жидкости

Как видно из рисунка среднее расстояние от уровня установки насоса до верхних дыр перфорации не превышает 100 метров. Это обусловлено созданием значительных депрессий на пласт..

На рис.3.8. представлено распределение скважин по величине заглубления насосов под динамический уровень жидкости в скважинах месторождения.

Рис. 3.8. Распределение скважин по заглублению насосов под дин. уровень

Как видно из представленного рисунка большинство скважин эксплуатируется с величиной заглубления под уровень жидкости 300-600 метров. Однако 20% скважин эксплуатируется с заглублением под уровень жидкости более 600 метров.

4. Оценка правильности подбора оборудования УЭЦН в скважине № 609 Самодуровского месторождения

Скважина № 409 Самодуровского месторождения эксплуатируется установкой ЭЦН . Для оценки правильности подбора оборудования УЭЦН к данной скважине проведем расчет основных технологических параметров оптимального режима эксплуатации и подберем соответствующие типоразмеры погружного и наземного оборудования установки электроцентробежного насоса по следующим исходным данным:

Номинальная производительность ЭЦН -  = 80 м³/сут,

Номинальный напор ЭЦН -  = 1600 м,

Мощность ПЭД -  = 45 кВт,

Диаметр ПЭД -  = 117 мм,

Дебит скважины по жидкости -  = 57 м³/сут,

Объемная обводненность продукции -  = 0,75 д.ед.,

Глубина скважины -  = 1793 м,

Глубина спуска насоса в скважину -  = 1682 м

Динамический уровень жидкости в скважине -  = 1214 м

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны -  = 130 мм,

Давление в затрубном пространстве скважины -  = 0,6 МПа,

Плотность нефти в поверхностных условиях -  = 875 кг/м³

Плотность нефти в пластовых условиях -  = 855 кг/м³

Плотность пластовой воды -  = 1070 кг/м³

Давление насыщения нефти газом -  = 3,91 МПа

Динамическая вязкость пластовой нефти  = 16,7 мПа∙с,

Динамическая вязкость разгазированной нефти  = 5,2 мПа∙с,

Динамическая вязкость пластовой воды  = 1 мПа∙с

Устьевое давление -  = 1,8 МПа,

Газовый фактор -  = 20,3 м^3/т,

Содержание азота в газе -  = 23,5 %,

Плотность газа -  = 1,42 кг/м³

Внутренний диаметр НКТ -  = 60 мм,

Для определения величины погружения ЭЦН под уровень жидкости в скважине  необходимо рассчитать величину давления на приеме насоса, обеспечивающую его устойчивую работу, а также плотность смеси в затрубном пространстве скважины. В качестве необходимого давления примем допускаемое. Под допускаемым давлением на приеме ЭЦН  понимается такое, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при допустимом КПД.

Для оценки допускаемого давления на приеме ЭЦН могут быть использованы следующие зависимости []

  при

при

Так как обводненность продукции , то величина давления на приеме ЭЦН определится следующим образом

Как показывает практика, выше уровня приемного модуля электроцентробежного насоса в работающей скважине находится нефть. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины можно определить по формуле

Величина погружения ЭЦН под уровень жидкости определится как

Однако регламентирующие документы запрещают эксплуатацию скважин с величиной заглубления насоса под уровень жидкости менее 200 м, поэтому принимаем

Давление на приеме насоса при этом будет равно

 = 2,26∙10⁶ Па

Глубина установки насоса при существующем режиме работы скважины

Необходимое давление, развиваемое насосом, определяется из уравнения

,

где  - гидростатическое давление столба жидкости в НКТ,  - потери давления на трение при движении жидкости по лифту,  - перепад давления, создаваемый за счет полезной работы газа по подъему жидкости в НКТ.

Для определения  выделим в колонне НКТ два участка: первый - от выкида насоса до глубины начала выделения газа, и второй - от данной глубины до устья скважины. На первом участке движется двухфазный поток, плотность которого равна

На втором участке движение потока сопровождается выделением газа из нефти, и следовательно, уменьшением плотности смеси. Для проведения расчетов определим среднюю плотность газожидкостной смеси в данном интервале следующим образом

где  - плотность потока при устьевом давлении, определяемая как

,

где  - объемное газосодержание потока, которое определяется по выражению

,

где  - объемный расход газа, определяемый как

,

где  - объем выделяющегося газа из нефти, определяемый как

где  - показатель степени, равный,

где  - содержание азота в газе, %

Проведя вычисления по формулам получим

, , , , .

Длина второго участка определится как

Гидростатическое давление столба жидкости в НКТ равно

Для определения потерь давления на трение при движении жидкости по лифту необходимо значительное количество расчетных операций. Однако практика эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, показывает, что потери давления незначительны и составляют в среднем 0,001-0,002 МПа на 100 м длины подъемника.

Потери давления на гидродинамическое трение рассчитаем следующим образом

Перепад давления , создаваемый за счет полезной работы газа по подъему жидкости в НКТ можно определить по зависимости

Необходимое давление, развиваемое насосом, определится как

 = 13,56∙10⁶ Па

Необходимый напор насоса будет равен

 = 1384 м

Для эксплуатации скважины выбираем насос ЭЦН 5А - 60 - 1400.

Мощность погружного электродвигателя определим по формуле

Коэффициент полезного действия большинства погружных электродвигателей в среднем равен 0,9.

 = 20,9 кВт

По каталогу подбираем погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117.

В результате подбора оборудования УЭЦН для эксплуатации скважины № 409 Самодуровского месторождения рекомендуется провести следующие мероприятия:

заменить насос ЭЦН 5 - 80 - 1600, эксплуатирующий данную скважину в настоящее время, на насос ЭЦН 5 - 60 - 1400, подобранный при проведении расчетов.

заменить электродвигатель ПЭД 45 - 117, используемый для привода центробежного насоса в настоящее время, на погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117, подобранный при проведении расчетов.

изменить глубину подвески насоса в скважине с 1682 м, при которой эксплуатируется установка в настоящее время, на глубину подвески насоса равную 1414 м, определенную при проведении расчетов.

5. Разработка рекомендаций по совершенствованию режима работы скважин

В результате анализа работы эксплуатационного фонда скважин выявлено, что скважины эксплуатируются с дебитами по жидкости в широком диапазоне, средняя величина которых составляет 52,6 м³/сут., однако средний дебит по нефти равен 10,8 т/сут. Данная разница обусловлена высокой обводненностью продукции скважин, достигаемой 99%. Для оповышения эффективности нефтедобычи существует необходимость оптимизации работы системы поддержания пластового давления, проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах месторождения.

В результате анализа работы скважин выполненного в третьем разделе было выявлено, что большинство скважин эксплуатируется с величиной заглубления под уровень жидкости 300-600 метров, 20% скважин эксплуатируется с заглублением под уровень жидкости более 600 метров. Однако оптимальный режим работы скважин достигается при заглублении насосов на глубину 300-500 метров.

Чрезмерное заглубление насоса под динамический уровень имеет ряд отрицательных аспектов:

перерасход насосно-компрессорных труб и токопроводящего кабеля;

ухудшение условий охлаждения ПЭДа из-за более высоких значений температуры окружающей насос жидкости;

увеличение потерь напора на трение в колонне НКТ;

увеличение потерь мощности эл.тока в кабеле;

увеличение времени на спускоподъемные операции и, как следствие этого, дополнительные потери в добыче нефти.

Для оптимизации режима работы скважин необходимо уменьшить глубину подвески насосов в скважинах месторождения.

В результате сравнения распределений скважин по дебитам жидкости и по номинальным производительностям центробежных насосов, эксплуатирующих скважины, становится очевидно, что режимы работы погружного оборудования не согласованы с добывными возможностями скважин.

Для определения правильности выбора глубинно-насосного оборудования и режима его работы на скважине № 409 Самодуровского месторождения проведены необходимые технологические расчеты, в результате выполнения которых выявлена необходимость смены оборудования и режима его работы. Для оптимизации работы всего эксплуатационного фонда скважин, необходимо проведение подобных расчетов, и в случае необходимости сменить оборудование и его режим работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте представлен анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, пласта В1 Самодуровского месторождения.

В первом разделе работы представлены основные сведения о месторождении и слагающих его продуктивных пластах, описаны коллекторские свойства пласта и основные физико-химические свойства пластовых флюидов

Во втором разделе работы охарактеризован фонд эксплуатационных скважин, выявлено, что дебиты скважин по жидкости находятся в пределах от 1 до 252 м³/сут, в среднем составляя 52,6 м³/сут., по нефти - в пределах от 1 до 55 т/сут, в среднем составляя 10,8 т/сут, обводненность продукции скважин находится в пределах от 14 до 99 %, в среднем составляя - 79,5%.

В третьем разделе работы в результате анализа было выявлено, что состояние эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН, пласта В1 Самодуровского месторождения, можно признать удовлетворительным, однако существует необходимость проведения мероприятий по оптимизации режима работы скважин.

В четвертом разделе проанализирована правильность выбора глубинно-насосного оборудования и режима его работы на скважине № 409 Самодуровского месторождения. При проведения технологических расчетов выявлена необходимость смены оборудования и режима его работы.

В пятом разделе представлены основные выводы и рекомендации по всем разделам курсового проекта.

Список используемой литературы

1.     Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В. Насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 224 с.

2.       Блантер С.Г., Суд И.И. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1980. 478 с.

.         Бухаленко Е.И., Абдулаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1974. 360 с.

.         Муравьев В.М., Середа Н.Г. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1971.

.         Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. 380 с.

.         Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа. Самар. гос. техн. ун-т. Самара, 1995. 122 с.

.         Справочная книга по добыче нефти / Гиматудинов Ш.К. М.: Недра, 1974. 704 с.