Самодуровского месторождения

СПБГУАП / Санкт-Петербург

ЗАДАНИЕ

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

пласта В1 Самодуровского месторождения.

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

ифизико-химических свойствах пластовых флюидов

Вданном 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

Вданном 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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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, Дф 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

иплотных 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 м3/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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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.

Количесво скважин, ед.

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Всего

ШГН

ЭЦН

Б2

В1

Б2+В1

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%.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

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.

Доля скважин, %

60
50
40
30
20
10
0
0-40	40-80	80-120	120-160	160-200
	Дебит скважины по жидкости, 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%.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Доля скважин, %

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

0-10

.10-20

20-30

30-40

40-50

Дебит скважины по нефти, м3/сут

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 %.

Доля скважин, %

35

30

25

20

15

10

5

0

0-20

20-40

40-60

60-80

80-99

Обводненность продукции, %

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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Распределение скважин по номинальной производительности УЭЦН

представлено на рис. 3.5.

Доля скважин, %

30
25
20
15
10
5
0
25	30	45	50	60	80	125	200
	Номинальная производительность ЭЦН, м3/сут

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.

Для привода насосов используются погружные электродвигатели

(ПЭД) диаметром 117 мм, и мощностью от 28 до 70 кВт. Распределение скважин по номинальной мощности ПЭД представлено на рис 3.6.

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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Доля скважин, %

35
30
25
20
15
10
5
0
28	32	40	45	50	56	70
		Номинальная мощность ПЭД, м3/сут

Рис. 3.6. Распределение скважин по номинальной мощности ПЭД

метров	2004г.	2005г.
-20
180
380
580
780
980
1180
1380	1292	1301
1580
1780

	1761	1765	1826
	1831
Динам.уровень	Глубина спуска	Глубина верхних дыр пе

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.

СПБГУАП / Санкт-Петербург

Доля скважин, %

25

20

15

10

5

0

100-	200-	300-	400-	500-	600-	700-	800-	более
200	300	400	500	600	700	800	900	900

Заглубление, м

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 - Qí .íàñ = 80 м3/сут,

Номинальный напор ЭЦН - H í .íàñ						= 1600 м,
Мощность ПЭД -		N	ýä	= 45 кВт,
Диаметр ПЭД -	D	ýä	= 117 мм,
Дебит скважины по жидкости -					Q	æ = 57 м3/сут,
Объемная обводненность продукции -								= 0,75 д.ед.,
Глубина скважины - H ñêâ = 1793 м,
Глубина спуска насоса в скважину - H í .ñï								= 1682 м