Что относится к основным параметрам работы скважины оборудованной уэцн

Обновлено: 07.07.2024

Оптимизация работы скважины

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда.

Перечень скважин на оптимизацию определяется исходя из необходимого соответствия работы скважины и работы установки (УЭЦН).
К примеру, если согласно Стандарта предприятия работа скважины должна происходить при забойном давлении 50 атм, то на оптимизацию выбираются скважины с забойным давлением более 50 атм., с расчетом ожидаемого прироста более 30 % от текущего дебита.

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.

1. Скважины, работающие в режиме автоматического повторного включения (АПВ).

При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).
Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести.
Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины.
Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена.
В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.
Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).
Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем.
По тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.

2. Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН - не более 25 МПа, температура не более 90 о С.
Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин/10 м.
Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти газа и воды и их смесей, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны, глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе.

Методом штуцирования (на устье скважины)
При помощи преобразователя частоты:
При помощи изменения глубины подвески ЭЦН
Замена насосной установки ШСН

Классификация режимов откачки:

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>Rж g Н,
где Рпласт – пластовое давление, Rж - плотность скважинной продукции, g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c 2 , Н -длина столба жидкости ( глубина скважины по вертикали).

Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст

Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной УЭЦН

Электроцентробежный насос для добычи нефти. Структура условного обозначения ЭЦН, характеристики работы. Приборы для измерения давления. Погружные электродвигатели, их гидрозащита. Обзор зарубежных установок. Внешний осмотр скважины, оборудованной УЭЦН.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	25.07.2016
Размер файла	30,9 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной УЭЦН

Введение

электроцентробежный насос скважина

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них - вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

УЭЦН

УЭЦН относится к погружным бесштанговым насосным установкам лопастного типа. Оборудование УЭЦН состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне НКТ, и наземной части соединенные между собой погружным силовым кабелем.

Анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов

Геолого-физическая характеристика месторождения, его продуктивных пластов. Состояние механизированного фонда скважин. Расчет и подбор оборудования, запуск и вывод на постоянный режим работы скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	06.12.2015
Размер файла	1,8 M

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 СТРАТИГРАФО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.4 СОСТАВ И СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1СОСТОЯНИЕ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН

2.2 НАЗНАЧЕНИЕ УЭЦН И ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

2.3 СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

2.4 РАСЧЕТ И ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН НА СКВАЖИНАХ ЗАПАДНО-НОЯБРЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.5 ЗАПУСК И ВЫВОД УЭЦН НА ПОСТОЯННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ

2.6 ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

2.7 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

2.8 МЕЖРЕМОНТНЫЙ ПЕРИОД И НАРАБОТКА НА ОТКАЗ

2.9 АНАЛИЗ ПРИЧИН ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА

2.10 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ

3.1 ОХРАНА ТРУДА

3.2 ПРОТИВОПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

3.3 ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтедобывающей промышленности Западной Сибири в новых экономических условиях определяет необходимость в разработке и внедрении энерго - и ресурсосберегающих технологий. Современное состояние нефтедобычи в этом регионе требует решения задач, связанных с оптимизацией работы механизированного фонда и повышением производительности работы скважин в условиях осложнений при эксплуатации (высокая температура в забое, присутствие механических примесей, повышенная кривизна ствола скважин, высокая обводненность продукции, отложение органических и неорганических осадков и т.д.)

Окончание фонтанного периода работы месторождений Западной Сибири придает особую актуальность проблеме повышения надежности скважинного оборудования. Это определяет необходимость не только совершенствования технологии традиционных способов механизированной добычи (установками электрических центробежных насосов и скважинных штанговых насосов), но и внедрять альтернативные способы, такие как применение установок струйных насосов, эксплуатация которых в условиях месторождений Западной Сибири (большая глубина, кривизна ствола скважин, высокая температура и обводненность продукции, гидрато- и солеотложения) может принести хороший технологический и экономический эффект.

В данном проекте проведен анализ работы скважин, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), на Западно-Ноябрьском месторождении.

геологический скважина центробежный электронасос

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 СТРАТИГРАФО-ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

В административном отношении Западно-Ноябрьское месторождение находиться в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Окружной центр г. Салехард, районный посёлок Тарко-Сале.

Ближайшие к нему месторождения - Суторминское, расположенное в 6 км. к западу, Муравленковское - в 43 км к северо-западу, Карамовское - в 25 км. к юго-западу, Холмогорское - в 45 км. к юго-западу, Спорышевское и Пограничное к югу в 20 и 50 км. соответственно.

К востоку от Западно-Ноябрьского месторождения проходит трасса газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и параллельно ей железная дорога Сургут-Уренгой. Транспортировка нефти растворенного газа Западно-Ноябрьского месторождения осуществляется по ветке нефтепроводов и газопроводов до Карамовского месторождения и далее по магистральным нефте - и газопроводам до Сургута.

Район работ расположен на правобережной части верховьев р. Ляку-Пур, занимая междуречье правых притоков последней p.p. Иту - Яха и Кага-Яха. В географическом отношении территория представляет собой озерно-аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах от плюс 70м до плюс 130 м.

Широкое распространение имеют болота и озера, количество которых достигает до 30 на 1 кв. км. Основная масса озер имеет небольшую величину, преимущественно мелкие (Топумей-То, Кан-То и др.) Многие из них зимой промерзают до дна. Болота преимущественно верховые, кустарниково -лишайниково - моховые, нередко бугристые.

В гидролого-климатическом отношении площадь находиться в южной части пониженной теплообменности и избыточного увлажнения. Климат резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная. Лето короткое, прохладное. Минимальная температура минус 52° С, максимальная - плюс 35 °С. Отопительный период составляет 275 дней, средняя температура в это время - минус 11° С.

Среднегодовое количество осадков в году 475мм -- 500 мм. Средняя мощность покрова 0,75 м. В низких местах может достигать 1,5 м. и более. Количество дней со снежным покровом в среднем 200 в год.

Грунт промерзает на открытых участках до 3 м. За короткое лето оттаивание грунта происходит не более, чем на 40 - 50 см. Мерзлота образует в почве водонепроницаемы слой, который задерживает поверхностные воды и препятствует просыханию почвы. Все это представляет серьёзную помеху для прохождения наземного транспорта.

Экономически район развит слабо. Плотность населения составляет 1-2 человека на 1 кв. км. Непосредственно на площади работ населенные пункты отсутствуют. Ближайшим населенным пунктом является г. Ноябрьск.

Электроснабжение Среднего Приобья осуществляется местными электроустановками от Сургутской ГРЭС, а также по линии электропередачи Тюмень - Сургут -- Нижневартовск.

Западо-Ноябрьская площадь подготовлена к поисково- разведочному

бурению, сейсморазведочными работами в период 1971- 1972 гг. и 1978 - 1979 гг. Первая поисковая скважина 111 пробурена в 1978 г., однако положительных результатов по ней не получено и работы на площади были временно приостановлены.

В 1987 г. ноябрьской нефтегазоразведочной экспедицией пробурена вторая поисковая скважина 700, при испытании которой получен промышленный приток нефти. В 1987 году составлен проект пробной эксплуатации Ноябрьским научно-исследовательским комплексным отделом СибНИИКП. В 1988 году в юго-восточной части месторождения в районе разведочных скважин 702 и 700 начато эксплуатационное бурение. В настоящее время полномаштабное разбуривание месторождения прекращено, но производится единичные зарезки вторых стволов. На данный момент на Западно-Ноябрьском месторождении в эксплуатацию запущенно четыре горизонтальных скважины № 428 куст 45, № 433 куст 46 и № 520 куст 37, № 487 куст 37. Разработку месторождения осуществляет ЦДНГ №6 «Газпром-нефть» ННГ.

1.2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геологический разрез Западно-Ноябрьского месторождения представлен структурными этажами: складчатым фундаментом, промежуточным комплексом и мезозойско-кайнозойским платформенным чехлом.

Отложения фундамента в пределах района работ не вскрыты.

Платформенный чехол сложен осадками юрской, меловой и палеогенной систем, перекрытых четвертичными отложениями. Толщина осадочных терригенных пород достигает более 3000 м.

Наиболее полный разрез вскрыт разведочными скважинами 712 3263м и 11 3089м.

Юрская система. В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и часть верхнего отделов объединяются в Тюменскую свиту.

Тюменская свита сложена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты приурочен нефтеносный пласт Ю₂. вскрытая толщина свиты от 52 м до 131м. На Западно-Ноябрьском месторождении тюменская свита вскрыта лишь в кровле 51м. Пласт Ю₂ скв. 712 сильно заглинизирован, практически не коллектор, при испытании интервала 3202, 0-3216м притока не получили, объект «сухой».

Прибрежноморские и более глубоководные отложения верхнего отдела выделяются в васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Васюганская свита представляет собой толщу двучленного строения. Нижняя часть преимущественно глинистая, сложена темно-серыми аргиллитами, верхняя - алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. К песчаникам васюганской свиты, приурочен нефтеносный горизонт Ю₁. В скважине 712 пласт Ю₁ вскрыт в интервал 3143,2м - 3148 м, по заключению ГИС водонасыщен. Толщина свиты 70м.

Георгиевская свита на исследуемой территории маломощная. Толщина свиты изменяется от 1 до 6 метров, в скважине 712 равна 2м. Свита, представлена темно-серым почти черным слабо битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролита и песчаника многочисленными включениями пирита и сидерита.

Баженовская свита представлена аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов. Толщина свиты 17м. В кровле баженовской свиты залегает продуктивный пласт Ю₀. В скважине 712 пласт Ю₀ вскрыт в интервале 3130м- 3137 м. по заключению ГИС характер насыщения не ясен. В результате испытания притока не получено, объект «сухой».

Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижнемеловые отложения являются основным объектом поисков нефти и газа и включают в себя осадки мегионской, вартавской, алымской и нижней части покурской свиты.

Наибольший интерес из них представляют отложения мегионской свиты. В нижней ее части локально выделяется ачимовская толща, сложенная алевролитами и аргиллитами, переслаивающимися нефтенасыщенными песчаниками. Толщина ачимовской пачки изменяется от 60 до 200 м. скв. 712. Промышленная нефтеносность связана с группой пластов БС₁₀ - БС₂₂.

В скважине 712 испытан интервал 3043м - 3060 м, ачимовская пачка, притока не получено. По заключению ГИС ачимовская толща представлена чередованием плотных и глинистых прослоев, пласты не ясны как коллекторы.

Верхняя часть мегионской свиты представлена разнозернистыми, полимиктовыми, слабослоистыми песчано-алевролитовыми отложениями серого и темно-серого цвета. Цемент песчаников глинистый, иногда с примесью кальцита.

К этой части разреза приурочены промышленно-нефтеносные пласты группы БС₁₀ - БС₂₂. На Западно-Ноябрьском месторождении пласт БС₁₁ вскрыт всеми пробуренными скважинами. Пласт представлен водонасыщенными песчаниками серого цвета, преимущественно мелкозернистыми, иногда переходящими в крупнозернистый алевролит.

Основной продуктивный пласт БС₁₂ имеет повсеместное распространение. В скважине 712 пласт БС₁₂ вскрыт в интервале 2746,4 -2799,2 м. по заключению ГИС характеризуется как нефтенасыщенный. Из интервала 2737 - 2750 м поднято 8,5 м керна, представленного переслаиванием аргиллита и алевролита, с нефтенасыщенньм песчаником. Толщина мегионской свиты 522 м.

Вартовская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.

Нижняя подсвита, датируется берриас-валанжинской и залегает на глинистых отложениях мегионской свиты, представлена прослаиванием песчаников и глин с прослоями алевролитов. Песчаники светло-серые, от мелко - до крупнозернистых, полевошпатово-кварцевые, средней крепости, с прослоями крепких. Глины темно-серые, серые, иногда с зеленовато-коричневым оттенком. Отложения нижней подсвиты включают песчаные пласты БC_1-9. На Западно-Ноябрьском месторождении пласты этой группы водонасыщенные. В нефтеносном отношении интерес представляет пласт БС₈, где в скважинах 720 и 714 получены промышленные притоки нефти. Толщина подсвиты 195 м.

Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаные и глинистые прослои не выдержаны по простиранию и в разрезе.

Песчаники светло-серые, мелко - и среднезернистые, полевошпатовое - кварцевые, известковые. С отложениями верхней подсвиты связаны песчаные пласты АС_4-12 толщина подсвиты 205 м. общая толщина вар-коллекторских свойств брались исходные коллекторы одноименных горизонтов по средним месторождениям (Суторминское, Карамовское, Крайнее).

Отложения пласта БС₈ представлены алевролита-песчаными породами, содержащими прослои аргиллитов. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, средне сцементированные, с намывами растительного детрита и слюды. Аргиллитам присущи более темные тона окраски, постоянное присутствие прослоев, линз и гнезд песчано-алевролитового материала.

Покрышкой алевролито-песчаных пород пласта БС₈ являются существенно глинистые породы мощностью от 2 скв. 710 до 11 м скв. 111.

Залежь пласта БС₈ вскрыта двумя скважинами 714 и 720 и приурочена к наиболее приподнятой части структуры, установленной бурением и являющейся одним из осложняющих Западно-Ноябрьскую структуру куполов.

Промышленная нефтеносность доказана испытанием скважин 714 и 720 (дебиты нефти на 8 мм штуцере составили соответственно 115,2 куб.м/сут и 73куб.м/сут). Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 5,1м. Залежь полностью подстилается водой, является водоплавающей. Положение ВНК уверенно определяется по ГИС в интервале 2443,6 - 2444,0 м между подошвой нефтенасыщенных и кровлей водонасыщенных коллекторов. По данным промежуточного каротажа и отбора керна в скважине 720 в интервале 2535 - 2547 м (а.о. минус 2440 -2452 м) установлены прямые признаки нефтеносности пласт (отобрано 5,4 м нефтенасыщенного песчаника). В соответствии с принятыми водонефтяным контактом и структурными построениями по пласту БС₈ размеры залежи составляют 5,2 на 2,5 - 2,8 км, высота 9 м. Залежь массивная.

Пласт БС₁₂ стратиграфические приурочен к средней части мегионской свиты всеми пробуренными на площади скважинами на глубинах 2736 -2782 м. Характеризуется относительной выдержанностью величин общей и эффективной толщины. Так, общая толщина при средней величине 13,1 м изменяется от 10 м скв. 906 до 19,2 м скв.715.

В северной части месторождения общие толщины незначительно уменьшаются. Зона глинизации пласта БС₁₂ на площади месторождения не установлено. Пласт БС₁₂ по сравнению с пластом БС₈ более однороден. Средний коэффициент расчлененности по пласту составил 3,3. Наибольшая расчлененность пласта наблюдается в восточной части месторождения, где Красч = 8 скв. 701, минимальный Красч = 1 отмечаемся в районе скважины 945 юго-восточная часть.

Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 9,6 м. Значительную роль в разрезе играют проницаемые прослои толщиной от 2 до 5 м и от 6 до 7м, которые составляют в общей массе проницаемых прослоев 43% и 19%. Песчанистость пласта изменяется от 38,2% скв.888 до 95,3% скв.713 , среднее значение 78,7%.

Коллекторами пласта БC₁₂ являются песчаники и алевролиты. Карман пласта охарактеризован в 7 скважинах. Песчаники серые, в основном мелкозернистые, аркозовые, с глинистым, реже с глинисто-карбонитным цементом.

Покрышкой для залежи служит глинистая пачка толщиной от 19 м в скв.700,701, расположенных в восточной части структуры, увеличивающаяся в северной части и западном направлениях до 23 м. в скв. 702,722, достигая порядка 40 м. за пределами залежи в скв.724. В пределах контура нефтеносности пробурено 9 поисково-разведочных скважин, при испытании которых в 8 скважинах получены фонтанные притоки нефти. Дебиты изменяются от 73 м З /сут скв.715 на 8 мм. штуцере, до 182 м З /сут скв. 702 на 10 мм. штуцере. В скважине 713 получили водонефтяной приток дебитом 12,9 м З /сут нефти 11,3% , а в скважине 701 приток воды с пленкой нефти дебитом 3,3 м З /сут при забойном давлении 21,44МПа.

В районе разведочной скважины 700 с 1988 года ведется эксплуатационное разбуривание залежи пласта БС₁₂. По данным ГИС большинство из пробуренных скважин вскрыли водонефтяную зону, а в скважинах 868, 888 и 947 - водяную зону, т.е. попали за контур нефтеносности. Таким образом, чисто нефтяная зона сократилась в несколько раз и лишь на юге залежи осталась небольшая зона район скважины 700 и 702.

Залежь пласта БС₁₂ является основным объектом на месторождении, содержит 90% балансовых запасов нефти и суммарных по месторождению. Пласт в пределах контура нефтеносности достаточно выдержан, общие и эффективные толщины изменяются незначительно. Суммарные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 1,2 до 16,2 м.

Как уже отмечалось выше, на Западно-Ноябрьском месторождении также вскрыты, отложения ачимовской пачки и юры.

Отложения ачимовской пачки вскрыты разведочными скважинами 111 и 712 на глубинах от 2975 м до 3117 м они представлены преимущественно низко проницаемыми песчано-алевролитовыми породами с прослоями известковистых и сильно алевритистых разностей. При испытании скважин 111 и 712 притоков пластового флюида не получено. Промышленных скоплений нефти в ачимовских отложениях в данном районе не обнаружено. Учитывая малодебитность полученных притоков на соседних месторождениях, низкие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов ачимовской пачки, эти отложения на Западно-Ноябрьской площади отнесены к бесперспективным.

Нефтеносность юрских отложений пласты Ю₀, Ю₁, Ю₂ на месторождении изучена недостаточно. В результате испытания песчаников, залегающих в кровле тюменской свиты скв. 712, получен приток воды дебитом 4,8 куб. м./ сут. при среднем динамическом уровне 984 м. промышленных скоплений нефти в юрских отложениях не обнаружено.

1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Промышленная нефтеносность Западно-Ноябрьского месторождения связанна с двумя пластами БС₈ и БС₁₂.

Принят к реализации 2 вариант разработки (трехрядная система, с размещением скважин по треугольной сетке, 500 на 500м.) со следующими проектными решениями:

* выделение основного объекта разработки пласта БС₁₂

* пласт БС₈ считать возвратным объектом

* разбуривание пласта БС₁₂ производить по уплотненной сетке

* давление нагнетания 15 МПа, на устье нагнетательных скважин 10 МПа

* создаваемая депрессия 5-8 МПа

Пласт БС₁₂ распространен по всей площади месторождения с увеличением эффективных толщин с юго-востока на северо-запад до 27 метров и представлен чередованиями песчаных пород с алевролитами и аргиллитами. Расчлененность пласта возрастает в северном направлении до 14 пропластков. По пласту БС₁₂ выделены два поднятия - северное и южное. По южному участку наблюдается некоторое увеличение чисто нефтяной зоны (ЧНЗ) в северо-западном направлении. На северном участке нефтяная зона разбилась на несколько небольших участков, в отличие от южной части, северная часть представлена, в основном водонефтяной зоной (ВНЗ). В южной части пласт по разрезу четко делиться пачки пород:

-верхняя характеризуется более монолитным однородным строением, где коллектор представлен одним или тремя песчаными пропластками, в основном толщиной 2-4 метра.

-нижняя часть пласта характеризуется высокой неоднородностью, в некоторых скважинах нижние пропластки полностью заглинизированы.

Толщина глинистого раздела между нефтяной водоносной частью в районе ЧНЗ 2-9 метров. Значение б пс для верхней части залежи от 0,7 до 0,85; нижней от 0 до 0,54.

На северном участке пласт характеризуется высокой неоднородностью практически по всему срезу, с небольшими ухудшениями к подошве пласта. Значением изменяется от 0,58 до 0,85. Толщина глинистой перемычки между нефтяной и водонефтяной почками изменяется от 2,6 до 6,8 метров в ЧНЗ и от 0 до 2,4 метров в ВНЗ.

Наличие зональной неоднородности по проницаемости довершает картину строения пласта. В высокопроницаемых недонасыщенных зонах отмечается наличие подвижной воды, имеющей низкую сжимаемость. Поступление закачиваемой воды в данные зоны приводит к росту пластового давления, которое маломощные глинистые перемычки не в состоянии выдержать, что приводит к возникновению перетоков между водо - и нефтенасыщенными пропластками.

Таким образом, в северной части пласт БС₁₂ характеризуется более сложным строением, прерывистостью залегания проницаемых пропластков, уменьшением их толщин. Все эти изменения приводят к ухудшению коллекторских свойств пласта до 3-15, реже 50 мд., по сравнению с южной зоной, где значение проницаемости выше - 90-270 мд.

Вмещаемая залежь нефти имеет размеры 11х12 км. Характеризуется обширной водонефтяной зоной, занимающей 65% от всей площади. Отметка водонефтяной контакт (ВНК) понижается с севера на юг от абсолютной отметки 2655 до 2662 метра.

Вторым эксплуатационным объектом является залежь пласта БС8, залегающая по разрезу выше пласта БС12 на 200 метров и развитая в северной части месторождения. Размеры 7 на 4 км, отметка ВНК минус 2444 м. Пласт БС8 сложен в основном песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов, выдержанных по разрезу и площади. Эффективная толщина коллекторов изменяется от 14 до 34 метров, а нефтенасыщенная толщина в среднем 3 метра, иногда отделена от водоносной части пласта за глинизированной перемычкой от 1 до 3,5 метра.

Западно-Ноябрьское месторождение находится на 4 стадии разработки.

Таблица 2.1-Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Западно - Ноябрьского месторождения

Нефть, Газ и Энергетика

В системе нефтедобычи при механизированной эксплуатации скважин наряду с насосной штанговой и газлифтной эксплуатацией широкое применение находят погружные бес штанговые насосы. К их числу относят погружные центробежные и винтовые электронасосы, электродиафрагменные и гидропоршневые насосы.

Установки погружных центробежных электронасосов УЭЦНМ широко применяют для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводнённых, глубоких и наклонных. Добычные возможности этих установок значительно выше, чем штанговых, так как отсутствует колонна штанг между насосом и приводом, что позволяет передавать погружному насосу значительно большие мощности.

УЭЦН состоит из погружного электронасосного агрегата, который объединяет электродвигатель с гидрозащитой и насос, кабельной линии, спускаемой в скважину на подъёмных насосно-компрессорных трубах, оборудования устья типа АУЭ или крановой фонтанной арматуры АФК1Э-65Х14 ,наземного электрооборудования- трансформаторной комплектной подстанции КТППН.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подаёт её на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб. Кабель в сборе, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами, входящими в состав насоса. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. Кабель в сборе с двигателем соединяется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Комплектная трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учётом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и её защиту при аномальных режимах. Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН. Обратный клапан служит для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения повторного запуска насосного агрегата. Спускной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при подъёме насосного агрегата.

Важнейшим фактором для оптимальной работы УЭЦН является правильный подбор УЭЦН к скважине. При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной характеристикой насоса - зависимостями напора, потребляемой мощности и коэффициента полезного действия от подачи насоса. Вероятная характеристика работы насоса в конкретной скважине может существенно отличаться от паспортной вследствие качества изготовления насоса, отличия вязкости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в продукции скважины свободного газа. Расчёт подбора базируется на следующей информации по скважине: о фактическом коэффициенте продуктивности скважины( по данным гидродинамических исследований), инклиномограммы обсаженного ствола скважины, газовом факторе, давлениях- пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. Результатами расчёта подбора являются: максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска, расчётный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН, а также особые условия эксплуатации- температура жидкости в зоне подвески, расчётное процентное содержание свободного газа на приёме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости.

Максимальная концентрация сероводорода составляет:

для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01г/л)

для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125%

Температура перекачиваемой жидкости в зоне работы

погружного агрегата не более 90гр С.

Максимальное содержание попутной воды - 99%.

Максимальное объёмное содержание свободного газа у

основания двигателя - 25%, для установок с модулями

насосными- газосепараторами- 55%.

С целью увеличения дебита и высоты подъёма, уменьшения металлоёмкости УЭЦН были разработаны беструбные конструкции с применением грузонесущего кабель-каната. В этом случае УЭЦН спускается в скважину на кабель-канате и сажается в седло шлипсового пакера. Жидкость подаётся по обсадной колонне на поверхность.

Нефть, Газ и Энергетика

В результате пересчёта по данной методике, на основе исходных данных, по рассматриваемым скважинам получим следующие параметры. ( Таблица 6.3. ) При сравнении данных из таблиц 6.2. и 6.3. видна разница между замеренными и рассчитанными параметрами.

Используя пересчитанные по методике СибНИИНП исходные данные, был произведен расчёт конструкции скважины и подбор УЭЦН по комплексу FloSystem программа WellFlo , Версия 3.5., производитель программы Edinburgh Petroleum Services Ltd .

Вычисление потенциального притока не может быть сделано непосредственно, поэтому используется специальная методика определения рабочей точки, для чего давление в точке системы вычисляются для диапазона дебитов, ведя вычисления от верхнего узла системы до нижнего. Дебит и соответствующее ему давление определяют рабочую точку системы.

скважины. Можно произвести вычисления индикаторной диаграммы как функцию различных параметров: размеров труб, различной перфорации. Также производится обсчёт и выбор УЭЦН с возможностью анализа его работы на разных глубинах подвеса.

Моделирование чувствительности разрабатываемой скважины к различным факторам, которые могут влиять на её работу на долгосрочной основе, типа увеличения обводнённости или уменьшения пластового давления.

WellFlo требует установки описания скважины и пласта, для чего нужны данные по пласту, по подземному и наземному оборудованию и данные свойств флюидов. Также необходимо сделать выборы моделей вычислений, используемых для расчёта термодинамических свойств пластового флюида, индикаторной диаграммы, вертикального течения, температуры и запорной арматуры. Далее программа позволяет создать иллюстрированное представление модели скважины. Для условий нашего региона используем корреляцию падения давления в подъёмных трубах Orkiszewski . Вычисление коэффициента трения использует шероховатость стенки, но изменяется с режимом потока, а для дисперсного потока сохраняет дополнительное трение, обусловленное гребнями плёнки жидкости на стене канала.

Имеется выбор вычисления падения давления или определения рабочей точки. Диапазон узлов, включенных в процесс вычислений, может быть установлен в соответствии с необходимостью. Можно обрабатывать одиночный случай или делать расчёты с учётом двух переменных чувствительностей. Имеется выбор корреляций потока, для штуцера. Выбор наиболее подходящего электрического насоса и двигателя может быть оптимизирован.

Структура подбора и расчёта УЭЦН.

1. Вводим основные данные.

Месторождение, номер куста и скважины.

2. Описание скважины как добывающей системы от пласта до сепаратора ( или устья ).

2.1. Ввод данных по отклонению ствола ( инклинометрия ).

Вводим инклинограмму от устья до середины интервала перфорации. Причём вычисление вертикали вычисляется автоматически, в зависимости от величины угла отклонения.

2.2. Ввод данных по проточной части скважины.

Вводим наружный и внутренний диаметр обсадной колонны, данные по НКТ, замеренную глубину подвеса насоса, наружный и внутренний диаметр НКТ, вес и шероховатость.

2.3. Ввод данных по флюиду.

2.3.1. Плотность нефти.

2.3.2. Удельный вес газа по воздуху.

2.3.3. Плотность или минерализация воды.

2.3.4. Промысловый газовый фактор.

2.3.5. Обводнённость нефти.

2.4. Подгонка ( настройка ) параметров флюида на конкретные данные ( при их наличии ).

2.4.1. Давление насыщения.

2.4.2. Объёмный пластовый коэффициент.

2.4.3. Вязкость нефти.

2.5. Ввод данных по притоку скважины. Эти данные могут вводиться одним из трёх предлагаемых способов. Выбор зависит от того, какие данные имеются в наличии:

2.5.1. Данные гидродинамических исследований:

I) пластовое давление

II) пластовая температура

III) проницаемость пласта

2.5.2. Данные промысловых замеров.

I) пластовое давление

II) пластовая температура

III) забойное давление

IV) соответствующий этому забойному давлению поверхностный дебит ( жидкости ).

I) пластовое давление

II) пластовая температура

III) Коэффициент продуктивности скважины.

Выбираем тип индикаторной диаграммы. Так как при желаемом дебите давление на забое будет около давления насыщения, то для получения более точных результатов стоит выбрать зависимость типа Vogel .

3. На этом этапе в схему скважины вводится элемент ЭЦН.

Взять минимальную ( 100% ) и максимальную ( 112% ) подачу. Это будет означать, что будут выбираться только те насосы, расчётная подача для которых будет равна минимальной , и может превышать максимальную на 12%. Чем больше диапазон, тем больше насосов будет выбрано.

Запускам процесс подбора.

По необходимости, мы можем изменить количество ступеней, паспортные характеристики, тип кабеля. Характеристики установленного насоса можно посмотреть в виде графиков. После просмотра нужно перейти к анализу работы конкретной установки.

5. Указав в диалоговом окне, которое появляется при выборе Разработка ЭЦН, дебит, обеспечиваемый реальной установкой, можно повторить расчёт. В этом случае все соответствующие параметры (свободный газ на приёме, развиваемый напор и прочее ) будут показаны для реального ( или близкого к нему ) числа ступеней реального ЭЦН. В появившемся диалоговом окне определяем верхний узел расчёта как Устье с соответствующим ему давлением. Вводим как пластовую, так и атмосферную температуру. Список значений дебитов установлен с разбивкой от 5% до 95% потенциального дебита. Иногда имеет смысл сузить этот диапазон, по той причине, что большие значения могут приводить к нарушению расчёта из-за превышения эксплуатационных пределов насоса на подаче. После окончания процесса узлового анализа появится окно с результатами расчёта рабочей точки. Рабочий дебит является поверхностным дебитом по жидкости, а рабочее давление являетя давлением на выкиде насоса. Теперь можно посмотреть рассчитанный режим работы данной установки в соответствии с расчётом. Рассматриваем графики Притока/Истечения, Давление/Глубина, Характеристики ЭЦН, Газовыделение в ЭЦН. Можно отредактировать графики по своему усмотрению для более удобной работы с ними вывести на печать. Также выводится на печать отчёт по подбору установки. Графики и отчёт по одной из рассматриваемых скважин приведены ниже.

Подобранные установки ЭЦН для рассматриваемых в проекте скважин показаны в таблице 6.4.

На некоторых скважинах не было достигнуто повышения дебита, но в связи с тем, что предлагается замена отечественных УЭЦН на УЭЦН Reda , предполагается увеличение межремонтого периода и соответственно уменьшение затрат на ремонт скважин.

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

УЭЦН предназначены для откачки из скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси.

Российский рынок УЭЦН является на сегодняшний день наиболее крупным сегментом рынка нефтяных насосов.
Основные преимущества УЭЦН:

наилучшая приспособленность к российским условиям добычи нефти,
возможность подбора установок,
возможность выбора эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.
В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

электродвигателя с гидрозащитой,
газосепаратора,
центробежного насоса,
обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.
Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем.

Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса.
Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса).
В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м.
Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/мин).
В зависимости от размера выделяют следующие габариты насосов:
Габарит 5, внешний диаметр 92 мм (для обсадной колонны 123,7 мм)
Габарит 5А, внешний диаметр 103 мм (для обсадной колонны 130 мм)
Габарит 6, внешний диаметр 114 мм (для обсадной колонны 148,3 мм)
Зарубежные компании применяют другую систему классификации насосов по габаритам
тип A, серия 338, внешний диаметр 3.38" (для обсадной колонны 4 ½")
тип D, серия 400, внешний диаметр 4.00" (для обсадной колонны 5 ½"
тип G, серия 540, внешний диаметр 5.13" (для обсадной колонны 6 5/8")
тип S, серия 538, внешний диаметр 5.38"(для обсадной колонны 7")
тип H, серия 562, внешний диаметр 5.63" (для обсадной колонны 7")
Ведущие производители УЭЦН Новомет, г. Пермь; Борец, г. Москва, Алнас, г. Альметьевск, Алмаз, г. Радужный , Ижнефтепласт, г. Ижевск
Российский рынок УЭЦН характеризуется высоким уровнем насыщения и обладает ограниченными возможностями для роста.
Это подтверждается невысокими темпами роста данного рынка и высокий уровень слияний и поглощений среди участников.

Читайте также: