Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче
 Скачать 324.84 Kb.
|
 Рисунок 2.3.7 - Распределение скважин по глубине спуска насоса скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиПроведя анализ рисунка 2.3.7, можно отметить, то что на 57 % скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами, насос был спущен на глубину в промежутке от 976 до 1032 м, на 28 % скважин – от 1032 до 1088 м. При глубине спуска насоса от 1088 м до 1144 не было произведено ни одного ремонта.  Рисунок 2.3.8 - Накопленные частоты по глубине спуска насоса скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессамиТаблица 2.3.7 - Статистический ряд для скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами
 Рисунок 2.3.9 - Распределениескважин по забойному давлению Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами Как видно из рисунка 2.3.9, 43 % скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами, эксплуатировались с забойными давлениями в промежутке от 6 до 6,8 МПа.  Рисунок 2.3.10 - Накопленные частоты по забойному давлению скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами Оставшиеся данные по средним квадратичным отклонениям, дисперсиям и другим статистическим показателям представлены в таблице 2.3.8. Таблица 2.3.8 – Результаты статистического анализа скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами, по дебиту нефти, жидкости, обводненности, глубине спуска насоса и забойному давлению
Продолжение таблицы 2.3.8
Таким образом, проведя статистический анализ скважин Западно-Лениногорской площади, осложненных коррозионными процессами и выведенных в ремонт в 2017 году, по дебиту жидкости и нефти, обводненности, глубине спуска насоса и забойному давлению, можно сделать вывод, то что наибольшее число скважин функционировало с дебитом по жидкости 9,2875 м3/сут, по нефти 1,1 м3/сут. Средние обводненность по скважинам равна 83 %, глубина спуска насоса – 1044 м, среднее забойное давление равно 5,6 МПа. 2.4 Анализ эффективности применения ингибиторов коррозии в скважинах промыслового объекта Каждый год к большим ущербам приводит коррозия металла. Решение этой задачи считается главной проблемой. Главный вред, наносимый коррозией, состоит в большой стоимости изделий, и косвенными утратам. Одним из эффективнейших методов борьбы с коррозией металлов в разных агрессивных средах, считаются ингибиторы коррозии. На Западно-Лениногорской площади с целью предохранения от коррозии в 2017 году применялись ингибиторы коррозии СНПХ - 6201А, НАПОР - 1012, НАПОР – 1014. В приложении Д приведены сведения согласно технологиям и МРП осложненных скважин до и после использования ингибиторов коррозии. Эффективность применения ингибиторов коррозии оценивается согласно МРП.  Рисунок 2.4.1 – МРП до и после применения ингибиторов коррозиив скважинах Западно-Лениногорской площади Согласно 2.4.1 видно, то, что на 6 из 7 скважин МРП уже после использования ингибиторов коррозии увеличился в среднем на 167 суток, что свидетельствует об эффективности ингибиторов коррозии. Наиболее эффективным считается ингибитор марки СНПХ - 6201А, так как после его использования МРП возростает в среднем на 168 суток.    3 2 1  Рисунок 2.4.2 – Дебит нефти до и после применения ингибиторов коррозииКак видно из рисунка 2.4.2 дебит нефти после использования ингибиторов коррозии вырос абсолютно во всех скважинах. Максимальный прирост наблюдается в скважине 6447А и составляет 1,9  , минимальный в скважине 539Д – 0,05 .В заключении можно сделать вывод, что после применения ингибиторов коррозии дебит нефти увеличился в среднем на 0,9 , а МРП на 167 суток. Применение ингибиторов коррозии является эффективной мерой защиты ГНО. Из числа используемых ингибиторов коррозии на Западно-Лениногорской площади наиболее эффективным является ингибитор марки СНПХ - 6201А.2.5 Подбор скважин-кандидатов для применения рекомендуемого ингибитора коррозии на промысловом объекте В 2018 году, в промежуток времени с марта по сентябрь по причине сквозной коррозии в бездействующий фонд вышли 3 скважины: 76, 101, 601. Данные скважины Западно-Лениногорской площади предлагаются с целью ингибиторной защиты. В качестве ингибитора коррозии применяется наиболее действенный ингибитор коррозии - СНПХ - 6201А. Таблица 2.5.1 - Геолого-технические данные скважин-кандидатов
С целью ингибиторной защиты УЭЦН используется внутрискважинная обработка добываемой продукции глубинным дозатором, который устанавливается под компенсатором УЭЦН с помощью переводника [34]. Далее представлены важнейшие требования к скважинам, в которых планируется ингибиторная защита в соответствии с РД [34]: - скважина должна иметь эксплуатационную колонну с постоянным диаметром вплоть до глубины нижнего объекта; - кривизна скважины не более 30° в области монтажа насоса; - отсутствие нарушений цементного кольца за обсадной колонной. Данные участки годятся в целях использования на них технологии ингибиторной защиты и целиком отвечают абсолютно всем правилам и условиям РД. Использование ингибиторов коррозии даст возможность возобновить работу скважин и повысить её МРП. 3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Проектирование применения рекомендуемого ингибитора коррозии для скважин-кандидатов При сквозной коррозии ПЭД необходима внутрискважинная обработка добываемой продукции ингибитором коррозии. Для этой цели применяются глубинные дозаторы. Глубинный дозатор в компоновке с УЭЦН устанавливается под компенсатором УЭЦН с помощью переводника. При работе УЭЦН поток жидкости, протекающий в кольцевом пространстве между фильтром глубинного дозатора и стенками эксплуатационной колонны, захватывает реагент из контейнера. В качестве ингибитора коррозии применяется наиболее эффективный ингибитор коррозии СНПХ - 6201А. При выборе глубинных дозаторов для скважин-кандидатов следует установить диаметр отверстия форсунки и число контейнеров [34]. Таблица 3.1.1 – Критерии выбора компоновки глубинного дозатора
Отталкиваясь от сведений, приведённых в таблице 3.1.1 для скважины 76 со средним дебитом 8,4 м3/сут, предлагается глубинный дозатор с диаметром отверстия форсунки 5 мм, 2 НКТ контейнерами и 20 литрами СНПХ-6201А. Для скважин 101 и 601 глубинный дозатор с диаметром отверстия форсунки 7 мм, 3 НКТ контейнерами и 30 литрами СНПХ - 6201А. Время работы дозатора определим по формуле (3.1.1):  , (3.1.1)где V – общее количество реагента, л;  – плотность СНПХ - 6201А, 950 кг/ м3;Q – дебит скважины, м3/сут; C – вынос реагента, 11 мг/л. Для скважины 76 время работы дозатора:  суток,Для скважины 101 время работы дозатора:  суток,Для скважины 601 время работы дозатора:  суток.Отталкиваясь от расчета, можно сделать вывод, что глубинный дозатор проработает 206 суток для скважины 76, 182 суток для скважины 101 и 136 суток для 601 скважины. По истечению рассчитанного времени глубинный дозатор извлекается из скважины, заново наполняется ингибитором коррозии и спускается на прежнее место. Определим количество обработок в течение года по формуле (3.1.2):  , (3.1.2)где t – время работы дозатора, суток. Для скважины 76 количество обработок в год:  .Для скважины 101 количество обработок в год:  .Для скважины 601 количество обработок в год:  .Для скважин 76 и 101 понадобится 2 обработки в год, а для скважины 601 3 обработки. В заключении отметим, что количество обработок обуславливается дебитом скважины и чем больше дебит, тем больше понадобится ингибитора коррозии для внутрискважинной обработки. 3.2 Расчет и подбор оборудования для осложненных скважин объекта, на которых проводился подземный ремонт Под выбором УЭЦН к нефтяным скважинам в узком смысле подразумевается установка конкретного типоразмера насоса. Он должен обеспечить установленную добычу пластовой жидкости из скважины с установленной глубины при наилучших рабочих показателях — подаче, мощности, напоре. Проведем выбор УЭЦН для скважины 601. Ремонт по причине сквозной коррозии ПЭД был проведен 22.09.2018. В ходе ремонтных работ был проведен подъем ГНО, смена насоса ЭЦН-20 и спуск до установленной отметки. Для выбора ЭЦН нужны следующие параметры: геометрические размеры, дебит жидкости и требуемый напор. Выбор ЭЦН будем проводить по [33]. Кроме того следует выбрать ПЭД для насоса по потребляемой мощности. Исходные данные и формулы для расчета представлены в приложении Ж. 1. Вычислим забойное давление по формуле (3.2.1):  Мпа;2. Далее вычислим плотность пластовой жидкости по формуле (3.2.2):  кг/ 3. Вычислим плотность газожидкостной смеси по формуле (3.2.3):  кг/ ;4. Относительно забоя скважины определим высоту динамического уровня пластового флюида по формуле (3.2.4):  м;5. Относительно устья скважины найдем глубину расположения динамического уровня пластового флюида по формуле (3.2.5): |
