курсовой проект. КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Хисамов Динар группа 34. Курсовой проект по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин на тему анализ результатов проведения геологотехнических мероприятий на добывающем фонде ершового месторождения
 Скачать 2.64 Mb.
|
|
3.2. Внутрискважинное оборудование скважин, используемых УЭЦН Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Установки имеют следующие исполнения: обычного исполнения; коррозионностойкое; износостойкое; коррозионно-износостойкое; Пример условного обозначения: 2 УЭЦНМ (К, И, Д)5-125-1200 2- модификация насоса; У - установка; Э - электропривод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; К, И, Д - соответственно в коррозионностойком, износостойком и двухопорном исполнении. Отсутствие их означает, что установка обычного исполнения. 5 - группа насоса. Выпускаются установки групп 5, 5А, 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 121,7; 130 и 144мм. 125 - подача, м3/сут. 1200 - напор, м. Установка электроцентробежного насоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудования устья скважины и наземного оборудования25. Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса (ЭЦН), электродвигателя с гидрозащитой, спускается в скважину на НКТ под уровень жидкости. Питание электроэнергией погружного электродвигателя (ПЭД) осуществляется по кабельной линии, которая крепится к НКТ металлическими поясами. Над насосом через 2 НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сливной. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках (возможно использование для определения герметичности колонны НКТ)26. Сливной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки из скважины и для облегчения глушения скважины. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме насоса от 25 до 55%, используется газосепаратор. ЭЦН откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно-, двух-, трех- и четырех секционные. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения из модифицированного чугуна типа "нирезист". Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиамида. Насосы в износостойком исполнении отличаются использованием более твердых и износостойких материалов в парах трения, установкой промежуточных радиальных подшипников по длине насоса, использованием рабочих органов насосов двухопорной конструкции и др. Погружные электродвигатели (рис. 4.2) маслозаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые в обычном и коррозионностойком исполнениях являются приводом погружного ЭЦН.  1 – крышка верхняя; 2 – крышка кабельного ввода; 3 – колодка кабельного ввода; 4 – муфта шлицевая; 5 – пята; 6 – подпятник; 7 – головка; 8 – фильтр; 9 – турбина; 10 – статор; 11 – ротор; 12 – основание; 13 – крышка верхняя. Рис. 4.2 Погружной электродвигатель Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК -125-117 ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный, С - секционный (отсутствие буквы - несекционный), К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - обычное исполнение), 125 - мощность двигателя, кВт, 117 - диаметр корпуса, мм. Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости в зависимости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала ПЭД к валу насоса. Кабельная линия состоит из основного кабеля и присоединенного к нему удлинителя с муфтой кабельного ввода. В качестве основного используют кабель марки КПБП (кабель полиэтиленовый бронированный плоский) или КПБК (круглый), в качестве удлинителя - плоский кабель. Поперечное сечение жил основного кабеля равно 10, 16 и 25 мм2, а кабельного удлинителя - 6 и 10 мм227. Протектор (рис. 4.3) - состоит из двух камер, заполняемых рабочей жидкостью двигателя, разделенных эластичной диафрагмой с торцевым уплотнением. Вал протектора установлен на трех подшипниках, воспринимающих радиальную нагрузку, и опирается на гидродинамическую пяту, воспринимающую осевые усилия. Внутренняя полость диафрагмы сообщается с внутренней полостью электродвигателя и заполняется маслом при монтаже двигателя. Это масло служит запасом для компенсации его естественного расхода через нижнее торцовое уплотнение, герметизирующее вращающийся вал. Полость за диафрагмой сообщается с полостью узла пяты и тоже заполняется маслом для компенсации расхода его через верхнее торцовое уплотнение.  1 – головка верхняя; 2 – ниппель верхний; 3 – уплотнение торцевое; 4 – пята; 5 – ниппель нижний; 6 – диафрагма; 7 – корпус; 8 – вал; 9 – клапан обратный; 10 – головка нижняя. Рис. 4.3. Протектор Для удаления воздуха при заполнении маслом полостей протектора в ниппелях имеются отверстия, которые герметично закрываются пробками со свинцовыми прокладками. В нижней части протектора расположен обратный клапан для выравнивания давлений в протекторе и скважине. При транспортировке клапан закрыт пробкой, которую необходимо выворачивать перед спуском агрегата в скважину. Компенсатор (Рис 4.4) представляет собой стальной корпус (внутри которого размещена эластичная диафрагма;, заполненный рабочей жидкостью электродвигателя. Полость за диафрагмой сообщается с пластовой жидкостью через отверстия в корпусе компенсатора. Диафрагма обеспечивает передачу и уравнивание давления пластовой жидкости в зоне подвески двигателя с давлением масла в двигателе, а также изменением своего объема компенсирует тепловые изменения объема масла в  1 – каркас; 2 – пробка; 3 – клапан; 4 – корпус; 5 – диафрагма. Рис. 4.4 Компенсатор двигателе в процессе его работы. В головку компенсатора ввернуты шпильки для соединения с электродвигателем. На период транспортирования и хранения компенсатор закрыт крышкой. Перепускной клапан используется в процессе подготовки компенсатора к монтажу. Газосепаратор - газожидкостная смесь попадает через входной модуль или сетку основания газосепаратора на шнек и далее к рабочим органам. За счет приобретенного напора газожидкостная смесь поступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженную радиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется от жидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазам переводника на прием насоса, а отсепарированная газожидкостная смесь попадает в полость перфорированного патрубка, где происходит дополнительное разделение газа и жидкости. Эта жидкость вытекает через отверстия патрубка, стекает снаружи по корпусу газосепаратора и снова поступает на вход в газосепаратор. При этом снижается содержание газа в смеси, поступающей через входной модуль в газосепаратор. Газ через перфорированный патрубок отводится в затрубное пространство. Газосепараторы МНГ(К)5, МНГН(К)5 и другие конструкции используются с насосами производительностью до 250 м3/сут 3.3. Наземное оборудование скважин, оборудованных УЭЦН Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с погружным агрегатом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод откачиваемой жидкости в выкидной трубопровод, уравновешивание давления в коллекторе с затрубным пространством. Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) и трансформатор. Трансформатор служит для обеспечения требуемого напряжения, подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого напряжения, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоочистителем. На стороне обмоток высокого напряжения имеется 5 - 10 ответвлений (отпаек), обеспечивающих подачу необходимого напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения в сети. Станция управления предназначена для управления установкой и обеспечивает: включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режиме, управление установкой с диспетчерского пункта, подключение программного реле времени, самозапуск электродвигателя с заданной выдержкой времени после появления напряжения, отключение двигателя при появлении в цепи тока короткого замыкания, перегрузке его или падении напряжения в сети, управление двигателем в соответствии с командами, поступающими с диспетчерского пункта, программного реле времени или электроконтактных манометров, отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже определенной величины. На Ершовом месторождении в основном используют станции «Борец» и «Электон». 3.4. Методы увеличения нефтеотдачи пластов Процесс разработки нефтяной залежи требует постоянного регулирования путем воздействия на пласт через нагнетательные и добывающие скважины. Это воздействие влияет на фильтрационные потоки в пласте и изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. Методы увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти представляют собой прогрессивные методы воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой. Эти методы преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабодренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку недренируемых балансовых запасов. Методы применяемые на месторождениях с целью вовлечения остаточных запасов нефти в активную разработку можно классифицировать на три группы, по различию в технологии осуществления и степени воздействия их на продуктивные пласты28. 1. Физические: - дополнительное стимулирование призабойной зоны пласта (ГРП); - дополнительная перфорация; - депрессионные виды работ (гидрожелонка, и др.). 2. Химические: - обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин; - выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины; - выравнивание фронта вытеснения; - регулирование процесса нефтеизвлечения и т.д.  Все химические методы по механизму воздействия можно разделить на две основные группы: - Снижение энергии взаимодействия нефти с породой — ведет к повышению относительной фазовой проницаемости для нефти и воды (ПАВы, щелочи). - Увеличение (уменьшение) вязкости вытесняющего агента — к снижению соотношения подвижностей нефти и воды (растворы полимеров и полидис-персных систем). По выполняемым задачам их также можно разделить на две группы: - Выравнивание профиля приемистости (притока); - Доотмыв остаточной нефти. Практический опыт применения полимерных составов, позволил расширить круг скважин, вовлеченных под выравнивание профиля приемистости. 3. Гидродинамические методы: К гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи относятся и ра-боты по вовлечению в активную разработку слабодренируемых запасов и работы по ограничению водопритоков (изоляционные). Технологии нестационарного (циклического) заводнения, форсированный отбор жидкости. 3.5. Анализ результатов проведения геолого-технологических мероприятий на добывающем фонде Ершового месторождения в 2008-2012 гг. Программой ГТМ предусматривалось развитие двух основных направлений по интенсификации добычи нефти (месторождение находится на поздней стадии разработки, средняя обводненность по месторождению на 1.01.2013 г. составляла 85,8%): • мероприятия, направленные напрямую на снижение обводненности – ремонтно-изоляционные работы (РИР) (122 скважино-операции) (рис.5.1); • в скважинах, где невозможно проведение РИР, запланированы зарезки боковых горизонтальных стволов (ЗБС) с направлением в зону сосредоточения остаточных запасов нефти (95 скважино-операций). Предусмотрено также (рис.5.1): • воздействие на призабойную зону пласта (34 скважино-операции), • оптимизация режимов работы скважин (12 скважино-операций), • дострелы и перестрелы (6 скважино-операций), • гидроразрыв пласта (2 скважино-операции). Всего на добывающем фонде месторождения в период с 2008 по 2012 гг. планировалось провести 271 скважино-операцию по увеличению добычи нефти. Основной объем работ запланирован проектом разработки на объект ЮВ1 - 260 скважино-операций. На пласте БВ10 проектом предусмотрено проведение 11 геолого-технологических мероприятий (4 зарезки боковых стволов и 7 РИР). Всего на действующем и на бездействующем фонде скважин выполнено 227 скважино-операций, из них 226 - по объекту ЮВ1 и 1 скважино-операция по объекту БВ10 (незапланированная оптимизация режима работы скважины).  Рис. 5.1 Распределение планируемых ГТМ по видам работ Рассмотрим более детально выполнение ГТМ в годовой динамике и по видам работ. Запланированный в 2008 г. объем ГТМ, предусматривал выполнение 89 скважино-операций (таблица 5.1, рис. 5.2). Основная часть планируемых скважино-операций (83%) приходилась на проведение ремонтно-изоляционных работ, зарезок боковых стволов и ОПЗ29. Количественно проектный объем работ выполнен, проведено 90 скважино-операций, в том числе 20 - по РИР, 37 - по интенсификации добычи нефти (перестрел, дострел, очистка призабойной зоны пласта (ОПЗ)) и 32 - оптимизации режимов работы скважин. Тем не менее, РИР-ов выполнено в 2 раза меньше запланированного, ОПЗ - в 3 раза меньше запланированного, ЗБС (15 скважин) не проводилось. В то же время больше, чем запланировано, проведено дострелов и приобщений, оптимизации и реперфорации. Наиболее успешными были РИРы (75%) и перестрелы (75%), наименее успешны работы по оптимизации режимов скважин (28,1%) (табл.5.2). Таблица 5.1  Проектные и фактические объемы ГТМ на добывающем фонде по технологиям. Ершовое месторождение. 2008-2012 гг. В 2009 году на добывающем фонде проектом предусматривалось проведение 49 скважино-операций (табл. 5.1, рис. 5.2). Из них 71% приходился на проведение ремонтно-изоляционных работ, зарезок боковых стволов и ОПЗ. Фактически проведено 77 скважино-операций (на 57% выше от запланированного объема), в том числе 6 РИР, 31 ИДН и 38 оптимизаций. Перевыполнен план по реперфорации, оптимизации режимов эксплуатации, возвратам и запускам. Вместе с тем, РИРов выполнено в 3 раза меньше запланированного, ОПЗ - в 10 раз меньше запланированного, ЗБС (15 скважин) не проводилось. Наибольшая успешность зафиксирована в результате проведения возвратов и приобщений (100%), дострелов и перестрелов (73%), РИРов (67%). Мероприятия по оптимизации характеризуются наименьшей успешностью (26,3%) (табл.5.2).  В 2010 году на добывающем фонде проектом предусматривалось проведение 41 скважино-операции (табл. 5.1, рис. 5.2). Основная часть планируемых скважино-операций (85%) приходилась на проведение ремонтно-изоляционных работ и зарезок боковых стволов. Количественно проектный объем работ практически выполнен, проведено 39 скважино-операций, в том числе 31 оптимизация (30 - на пласте ЮВ1 и 1 – на пласте БВ10), 3 скважино-операции по переводу с объекта БВ19-22 на объект ЮВ1, 2 ГИС, 2 ОПЗ, 2 реперфорации. Вместе с тем, выполнение произошло за счет проведения незапланированных оптимизаций режимов эксплуатации, РИРы и зарезки боковых стволов практически не проведены. Успешность проведения оптимизаций составила 64,5%, переводов на другой объект – 67% (табл.5.2). В 2011 году из 40 запланированных скважино-операций (табл. 5.1, рис. 5.2) проведено 11, в том числе 6 ГРП, 2 РИР, 1 ОПЗ и 2 перестрела пласта. Среди проведенных мероприятий успешными оказались незапланированные ГРП (83%) со средним приростом дебита нефти 19,5 т/сут, остальные мероприятия – неуспешны (табл.5.2). Из 20-ти проектных РИРов выполнено только 2, ЗБС (20 скважин) не проводилось. В 2012 году из 52 скважино-операций по проекту (табл. 5.1, рис. 5.2) проведено 10 незапланированных ГРП (средний прирост дебита нефти - 22,5 т/сут) (табл.5.2). РИРы и зарезки боковых стволов не проводились. Таким образом, фактический объем работ за 2008-2012 гг. ниже проектного на 16,2%. Причем в первые 3 года (2008-2012 гг.) плановый объем практически выполнялся и перевыполнялся, за последние 2 года (2011-2012 гг.) фактический объем значительно ниже проектного (на 75-80%). В целом 2012 год отличается общей низкой успешностью и минимальной дополнительной добычей нефти, полученной от проведения мероприятий. Вместе с тем, оказались значительно недовыполненными мероприятия по основным направлениям работ: из 122 запланированных РИРов сделано 29, зарезки боковых стволов (в 95-ти запланированных скважинах) вообще не выполнены.  Рис. 5.3 Распределение фактически выполненных ГТМ по видам работ Произошло значительное перераспределение доли отдельных видов работ в общем выполненном объеме ГТМ (рис.5.3) по сравнению с проектным (рис.5.1). Проектный объем ГТМ выполнялся за счет оптимизаций режимов эксплуатации скважин (101 скважино-операция против 12 запланированных). Успешность проведения оптимизаций характеризуется как наиболее низкая - 38,6%30. Таблица 5.2 Результаты ГТМ. Ершовое месторождение. 2008-2012 гг.  С учетом переходящего эффекта распределение дополнительной добычи нефти по видам работ выглядит следующим образом (рис.5.4):  Рис. 5.4 Распределение дополнительной добычи нефти от ГТМ с переходящим эффектом по видам работ. В результате дострелов и реперфораций получена максимальная дополнительная добыча нефти (90,8 тыс.т), обработка призабойной зоны дала минимальный прирост – 9,3тыс.т нефти31. Фактическая дополнительная добыча нефти, полученная от проведения ГТМ на добывающем фонде, оказалась ниже проектной (рис.5.5). Наибольшее отставание от проектного уровня зафиксировано в 2011 году. Суммарное отставание добычи нефти за пять рассматриваемых лет составило 482 тыс.т. Но следует отметить, что в 2011-2012 годах применение ГРП, позволило добиться максимального эффекта. Так при незначительном объеме (16 ГРП за два года) получен значительный эффект – тыс.т (82 тыс.т) с учетом переходящего эффекта. Применение ГРП даже на обводненных скважинах, позволяет говорить о высокой перспективности данного метода в условиях Ершового месторождения.  Рис. 5.5 Динамика проектной и фактической добычи нефти от ГТМ по ИДН Рассмотрим более подробно результаты выполненных работ по отдельным технологиям. |