Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Повховском месторождении

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

                                                                                                                             КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И                                                                         

                                                                       ЭКСПЛУАТАЦИИ  НЕФТЕГАЗОВЫХ

                                                                                               МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

 

 

 

 

 

АНАЛИЗ РАБОТЫ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН НА         ПОВХОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ПО КУРСУ «СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГРУППА	ГР-03-01	ОЦЕНКА	ДАТА	ПОДПИСЬ
СТУДЕНТ	Хамидуллин
КОНСУЛЬТАНТ	Яркеева Н.Р.
ОЦЕНКА ЗАЩИТЫ

 

 

 

 

 

2006

                                                     

                                              Содержание

    

    

    

Введение                                                                                                                  1  Геолого – физические условия  и состояние разработки                               1.1 Общие сведения о  Повховском месторождении                                   1.2 Коллекторские свойства  пласта БВ8                                                       1.3 Физико-химические свойства  нефти, газа, воды пласта БВ8                1.4 Состояние разработки  месторождения                                                   1.5 Характеристика фонда  скважин                                                         2  Оценка эффективности  применения УЭЦН 2.1 Принципиальное устройство  УЭЦН 2.2 Анализ эксплуатации  скважин, оборудованных УЭЦН 2. 2 .1 Сравнение работы  УЭЦН и ШСНУ 2.3 Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН в НГДУ“ПН” за 6 месяцев 2.3.1 Динамика наработки на отказ  скважинного оборудования  УЭЦН  и основные причины ремонтов    2.4 Пути оптимизации работы  скважин, оборудованных УЭЦН 3  Проверочные расчёты  и подбор оборудования  3.1 Принцип упрощенного  подбора УЭЦН (предложенный П.Д.Ляпковым) для случая,  когда  дебит жидкости скважины в стандартных условиях задан 3.2 Методика подбора оборудования  и режима работы скважин, оборудованных УЭЦН (Девликамовым В.В , Зейгманом Ю.В) 3.3  Промысловый расчет  глубины спуска  УЭЦН  НГДУ “ПН”  ЦДНГ-2 3.4 Выбор группы скважин  и обоснование целесообразности выполнения проверочных расчетов по подбору УЭЦН 4  Расчет УЭЦН и сопоставление  фактических и расчетных параметров  их работы 4.1 Оценка технологической  эффективности подбора УЭЦН 4.2 Требования безопасности  и охраны окружающей среды        Выводы      Список литературы

5 6 6 6 7 9 13 15 15 19 19   21   21 25 28     28   30 33   34   37 44 44 46 47

 

 

     

       

 

 

 

 

 

 

 

 

Список сокращений

 

ППД – поддержание пластового давления;

ШСНУ – установка штангового скважинного насоса;

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса;

НГДУ -  нефтегазодобывающее управление;

ВНК – водо-нефтяной контакт;

ГРП – гидроразрыв пласта;

АО – акционерное общество;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

ПЭД – погружной электродвигатель;

КПД – коэффициент полезного действия;

ЦДНГ – цех добычи нефти и газа;

УРС – управление ремонта скважин;

ЗАО «О-П» - закрытое акционерное общество «Ойл-Памп»;

КЦТБ – когалымская центральная трубная база;

ОГС – отработавшие гарантийный срок;

ВНР – водонапорный режим;

ГТМ – геолого-технические мероприятия;

АСПО – асфальто-смолистые парафинистые отложения;

СП – совместное предприятие;

МРП – межремонтный период;

ГЖС – газожидкостная смесь;

КПБК – кабель бронированный, круглый.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                               ВВЕДЕНИЕ

 

     В основе всех способов  механизированной добычи нефти  лежит ввод в поток продукции  энергии от внешнего источника. В настоящее время для этой цели можно использовать   практически все известные формы энергии: сжатого газа (газлифт), тепловую (термолифт), механическую (ШСНУ), электрическую, гидравлическую и пневматическую. Последние три способа подвода энергии используют при эксплуатации скважин бесштанговыми насосами . Усложнение требований к насосным установкам в связи  с ростом глубин скважин, необходимостью достижения заданных дебитов, напоров и мощностей, появление сильно искривлённых скважин, а также вследствие разнообразных осложнений – высокой вязкости продукции, наличия песка, высокого газосодержания, отложений солей и парафина, смол- послужило основой для появления разнообразных установок бесштанговых насосов,  основанных на использовании видов привода , не имеющих подвижных деталей в стволе скважины. В этих случаях к насосу подводится либо электрическая энергия по специальному кабелю, либо поток энергонесущей среды - жидкости, сжатого газа, теплоносителя по трубе.

     Поэтому возникла  необходимость  создания принципиально нового насосного оборудования для механизированной добычи нефти. Работа по разработке ЭЦН велись у нас с 1940 года. Однако, первые промышленные образцы этих насосов появились с России в 1950 году. Они способны работать при значительной обводнённости продукции скважин, в агрессивных средах: газ, соли, песок и др.).

     В этих установках  канал электропередачи обладает  достаточно высокой надёжностью, кривизна скважины не вызывает  дополнительных потерь энергии, а повышение параметров энергопередачи позволяет передать насосу мощность, достигающую сотен киловатт, многократно превышающую возможность механических приводов.

     Но для того, чтобы получить максимум от использования УЭЦН необходимо грамотно подбирать типоразмер установки и отдельно для каждой скважины и условий её эксплуатации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1  ГЕОЛОГО – ФИЗИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ  И СОСТОЯНИЕ                  РАЗРАБОТКИ   

                                                                                                                                                                                             

   1.1 Общие сведения о Повховском   месторождении

      Повховское многопластовое месторождение нефти было открыто в 1972 году поисковой скважиной №7, пробуренной на Средне-Ватьеганской сейсмической структуре.

Месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (Рисунок 1).

В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 90 км к северо-востоку от города Когалым и 102 км на северо-восток от г.Сургута.

В пределах площади в 31 км. расположен пос.Новоаганск – Сургут-Омск. В непосредственной близости от месторождения находится газопровод Уренгой- Вынгапур-Челябинск-Новополоцк.

Ближайшие месторождения:

Ватьеганское – в 25 км к юго-западу; Южно-Ягунское – в90км к юго-западу; Северо-Ватьеганское – в 54 км  к востоку.

Географически район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган.

Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +75 до + 110 м. Сильная заболоченность района, как и остальных районов севера Тюменской области связана с наличием мощного  слоя вечномерзлых пород, играющих роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком.

Вследствие большой глубины болот и их позднего промерзания движения сухопутным транспортом затруднено.

Климат района резко-континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Среднегодовая температура –3 С. Самый холодным месяц – месяц – январь (до –50 –58С), самый теплый – июль (до +30С). Общее количество осадков в год достигает 400-500мм. Наибольшее количество осадков на начало и конец летаРастительность представлена сосной, кедром, на заболоченных участках, в поймах рек встречается береза и тальник.

 

    

1.2  Коллекторские свойства

 

Пласт БВ8 Повховского месторождения

 

Коллекторские свойства пласта БВ8  Повховского месторождения определяются по данным лабораторных исследований керна и  гидродинамических исследований скважин.

Исследования показали, что продуктивный горизонт БВ8 неоднороден как по разрезу, так и по площади. По разрезу происходит ухудшение коллекторских свойств к подошве, а наличие глинистой перемычки толщиной 3-5м привело к выделению при подсчете запасов пласта БВ2/8.

Пласт БВ1/8 – основной, содержит до 80% месторождения. Залегает повсеместно, общая толщина 17,6-26,6м. Верхняя часть пласта 10-16м монолитна с хорошими коллекторскими свойствами, нижняя- тонкое чередование проницаемых и плотных непроницаемых пород.

Пласт БВ2/8 содержит до14% запасов месторождения. Залегает в нижней части горизонта БВ8, развит не повсеместно. Общая толщина от 18,6 до 27,4м. Пласт еще более неоднороден и более заглинизирован по сравнению с БВ1/8.

Среднее значение гидродинамических параметров пластов БВ1/8 и БВ2/8 приведены в таблице 1.2.

 

 

 Таблица 1.2

Параметр	БВ1/8	БВ2/8	БВ8
Продуктивность,10м3/сут * Мпа   Гидропроводность,10м3/Па*с   Подвижность,10м2/Па*с   Проницаемость,мкм2   Пористость,%   Уд.продуктивность,10м3/сут*Мпа х м	3,02   59,57   0,031   0,032   19,6   0,215	1,15   16   0,0124   0,0117   19,2   0,094	2,26   38,4   0,0218   0,0238   19,3   0,136

 

 

        

1.3  Физико – химические свойства нефти, газа, воды пласта

 

Пласт БВ8 Повховского месторождения

 

Свойства пластовой нефти залежи являются основными для  Нижневартовского свода. При погружении залежей давление и температура повышаются. Нефть не донасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти. Свойства нефти – табл.1.3.1 и 1.3.2

 

 

 

Нефть содержит в весовых процентах  табл.1.3.1 и 1.3.2

 

Таблица 1.3.1

Компоненты	БВ1/8	БВ2/8
Асфальтены,%   Смолы силикагелиевые,%   Парафин,%   Сера,%   Т оС насыщения нефти парафином   Выход легких фракций при Т=300 оС     50%	2,09   6,14   2,64   0,64   25,7	2,27   6,26   2,11   0,57   23

 

Таблица 1.3.2

Наименование	Индекс пласта БВ8
	Количество исследований скв.	Диапазон измерения	Среднее значение
Пластовое значение,Мпа	11	20-27	24,9
Пластовая  температура,С	11	81-88	84
Давление насыщения,Мпа	11	10-14	12
Газосодержание,м3/м	11	85-98	90,9
Газовый фактор при условии сепарации,м3/т	2	__	77,4
Объемный коэффициент	11	1,2 –1,32	1,25
Объемный коэф. При условии сепарации	2	____	1,202
Вязкость нефти,МПа с	6	1,0- 1,6	1,13
Коэф.объемной упругости,1/МПа  10	11	10-13	12,39

Растворенный в нефти газ содержит в молярных процентах см. таблицу 1. 3. 3

 

Таблица 1.3.3

Компоненты	БВ8
СО2 N2 Метан Этан Пропан Бутан Сероводорода в составе газа нет Плотность газа  Р=1,236 кг/м3	0,19 1,16 72 7,82 12,34 6,25