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.
|
|
5.8. Подбор скважин, предлагаемых для оптимизации Проанализировав карты текущих отборов и карты изобар по пласту ЮВ1 Ершового месторождения выявлен ряд скважин (табл. 5.11.) предлагаемых для оптимизации. Таблица 5.11 Параметры работы скважин до оптимизации
Для оптимизации скважин учитывались следующие условия: Сравнительно низкие дебиты с возможным потенциалом скважины. Удаленность от разрезающих рядов, т.е. при смене насоса на более производительный сводится к минимуму подтягивание конуса воды. Удаленность от ВНК. Толщина глинистой перемычки между пластами. Подбор оборудования к скважинам производил по описанной ниже методике Мищенко И.Т. Основываясь на экспресс методе Мищенко И.Т. подбора ЭЦН и определения режимов работы скважины и установки в ЛТТНД ЦНИПР ОАО «ННП» была создана расчетная программа подбора УЭЦН (программа реализована в табличном редакторе Microsoft Excel). В ней реализованы следующие принципы: исходные данные по свойствам пластовых флюидов и общие параметры пласта сгруппированы и участвуют в расчетах как const, достаточно указать пласт и цех, что облегчает работу с программой; расчет глубины спуска насоса не производится, а вводится, что позволяет проводить оценку фактической эксплуатации оборудования; Таким образом, на первом этапе с помощью данного «программного продукта» по показателям существующих технологических режимов определяется значение коэффициента продуктивности скважины. При этом работает программа, решающая обратную задачу расчета технологического режима УЭЦН - определения такого забойного давления (и, соответственно, коэффициента продуктивности), при котором существующая на скважине установка обеспечивает замеренный дебит. На втором этапе проводится подбор такой скважинной компоновки, которая обеспечивала бы прирост добычи, увеличения МРП за счет облегчения режима работы насосной установки, прогнозирование режимов эксплуатации при проектировании интенсивности отборов при условии ограниченийсвязанных с допустимой глубиной спуска установок37. В настоящее время в ОАО «ННП» для определения потенциала скважин и подбора оборудования используются такие программы, как Perform и Sub Pump. Для выбора оптимального режима работы скважин рекомендуется смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший и наоборот, изменение глубины спуска установки. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти. 3.9. Расчет и подбор оборудования УЭЦН на скважине № 7110 куст № 65Б Ершового месторождения В процессе оптимизации, анализируя режимы работы скважин, необходимо решить следующие задачи: определение возможности увеличения отборов жидкости из скважин; увеличения МРП за счет облегчения режима работы насосной установки; прогнозирование режимов эксплуатации при проектировании интенсивности отборов. Методика и пример расчета по скважине №7194 Ершового месторождения приведены ниже. Исходные данные:
Методика расчета: 1. Определяем забойное давление по уравлению притока жидкости к скважине: Рзаб = Рпл – Q/К, МПа; (5.1) где Рпл – пластовое давление, МПа; Q – дебит скважины, т/сут; К – коэффициент продуктивности скважины, т/сут МПа; Рзаб = 20 – 78/25 = 16,8 МПа. 2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса, исходя из условия: Ропт.пр. = 2,5 ÷ 3 МПа при n ≥ 50% Ропт.пр. = 3 ÷ 4 МПа при n ≤ 50% Принимаем Ропт.пр. равное 4 МПа. 3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины: ρсм = ρн + ρг·Г + ρb((1 – n)/n), , кг/м3 ; (5.2) b+((1 – n)/n) где ρн – плотность нефти, кг/м3; ρг – плотность газа, кг/м3; Г – газовый фактор, нм3/м3; ρb – плотность воды, кг/м3; n – обводненность нефти, доли ед. b – объемный коэффициент ρсм = 840+1,04 · 79 + 1009·((1 – 0,45)/0,45) = 851,04 кг/м3 ; 1,306+(1 – 0,45)/0,45 4. Определяем глубину спуска насоса: l = H–(Рзаб. – Ропт.пр.):(ρсм q)·106, м; (5.3) где Н – глубина скважины, м; q – ускорение свободного падения, м/с2; Рзаб – давление забойное, МПа; Ропт.пр. – оптимальное давление на приеме насоса, МПа; l = 2263–(16,8 – 4):(851,04·9,8)·106 = 1548 м. 5. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ: Нг = 0,1575·Двн ·Г·(1 - Ру / Рнас)·(1 – n), м; (5.4) где Двн – внутренний диаметр НКТ, дюймы Г – газовый фактор, нм3/м3; Ру – устьевое давление, МПа; Рнас – давление насыщения, МПа; n – обводненность, доли ед. Нг = 0,1575 2,5 79 (1 - 1,1 / 10,9) (1 – 0,45) = 9,11 м. 6. Определяем требуемое давление насоса: Рнт = l·ρсм q·10-6 + Ру + Ртр – Нг ρсм q·10-6 – Ропт.пр., МПа; (5.5) где l – глубина спуска насоса, м; ρсм – плотность эмульсии, кг/м3; Ру – устьевое давление, МПа; Ртр – потери давления на трение, МПа; Нг – работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м; Ропт.пр. – оптимальное давление на приеме насоса, МПа. Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно: Ртр = 0,5 МПа. Рнт = 1548·851,04·9,8·10-6 +1,1+0,5–9,11·851,04·9,8·10-6 –4 = 15,2 МПа. 7. Определяем требуемый напор насоса: Ннт = (Рнт 106) : (ρb q), м; (5.6) где Рн – требуемое давление насоса, МПа; ρb – плотность воды испытания, кг/м3; Ннт = (15,2·106):(1000·9,8) = 1554,55 м. 8. Определяем необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических примесей и химически активной коррозийной среды. Так как содержание механической примеси меньше 70 мг/л и среда коррозионно не активна, то испытание насоса стандартное. 9. Производим подбор насоса, исходя из условия: Нном > Ннт; Qном=Qнт; hн = max; ЭЦНМ5-80-1500; Н-1575 > 1554,55; Q – 80 = 78; hн = 51,5%. 10. Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН: - установка УЭЦНМ5–80–1550; - насос УЭЦНМ5–80–1550; - газосепаратор МНГСДР-5; - двигатель ПЭДУ45-117; - трансформатор ТМПН-160-2408; - гидрозащита П92; - кабель КПБП 3 х 16. 11. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки: Nр = (Q·Ннт ·ρсм ·q·10-3):(86400·ηн), кВт; (5.7) где ηн – КПД насоса, доли ед. Q – дебит, м/сут Нн – требуемый напор насоса, м ρсм – плотность эмульсии, кг/м3 Nр = (78·1554,55·851,04·9,8·10-3):(86400·0,51) = 23 кВт; Nдв > Nр 45 > 23. 12. Определяем минимальную необходимую длину кабеля: lкаб = l + l, м (5.8) где l – глубина спуска насоса, м l – расстояние от устья скважины до станции управления, м; l = 50 ÷ 100 м. 13. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, исходя из условия: Дmax < Дэ.к. Дmax = Ддв : 2 + Днас : 2 + h + s, мм (5.9) где Ддв – диаметр электродвигателя, мм Днас – диаметр насоса, мм Днас = 92 мм h – толщина плоского кабеля, мм h = 13,1 мм s = 1 – толщина клямсы, мм Дmax = 103 : 2 + 92 : 2 + 13,1 + 1 = 111,6 мм; Дmax < Дэ.к. 111,6 мм < 146 мм 14. Корректируем число рабочих ступеней насоса: ∆Z = (1 – Ннт : Нном)·Z, шт. (5.10) где Z – табличное значение числа ступеней насоса Z = 342 шт. ∆Z = (1 – 1554,55 : 1575)·342 = 3,42 ≈ 3 шт. следует снять. В настоящее время скважина №7110 работает с режимом Qж=53м3/сут, Qн=23 т/сут при обводненности 45%, ЭЦН50-1200, Hсп=1358 м. Пользуясь данной методикой расчета предлагается спустить в данную скважину ЭЦН80-1550, Hсп=1548 м. При этом примерный прирост нефти по данной скважине будет составлять 12 т/сут. Используя данную методику, произвели расчет по другим скважинам. Результаты расчета приведены в таблице 5.12. Таблица 5.12 Расчетные параметры для оптимизации
заключениЕ Ершовое месторождение открыто в 1979 году и находится в зоне активной нефтедобычи и достаточно развитой инфраструктуры. В непосредственной близости от него расположено Самотлорское месторождение. В разрезе месторождения выявлены промышленные залежи углеводородного сырья в продуктивных горизонтах ЮВ1 (верхнеюрский отдел, оксфордский ярус) и БВ10 (нижнемеловой отдел, валанжинский ярус). Основные запасы нефти сосредоточены в пласте ЮВ1 (95,4 % от всех запасов месторождения). В промышленную эксплуатацию месторождение было введено в 1986 году. Согласно Протоколу № 319 ДСП Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Минприроды России от 26 апреля 1995 г. утверждены следующие балансовые и извлекаемые запасы нефти по Ершовому месторождению: по категории В - 79104 и 29743тыс. т, по категории С1 - 3117 и 850 тыс. т и по категории С2 - 618 и 124 тыс. т, соответственно. Ершовое месторождение находится на поздней стадии разработки, средняя обводненность по месторождению на 01.01.2013 г. составляла 88.8%. Анализ эффективности проведенных ГТМ и дальнейшее их применение является важным моментом в достижении проектных показателей уровня добычи нефти по Ершовому месторождению38. В работе проведен анализ геолого-технических мероприятий, проведенных на Ершовом месторождении с 2008-2012 год. Программой ГТМ предусматривалось развитие двух основных направлений по интенсификации добычи нефти мероприятия, направленные напрямую на снижение обводненности – ремонтно-изоляционные работы (РИР) (122 скважино-операции); 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: 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). 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 (2010-200911 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 мероприятий39. 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. Проектный объем ГТМ выполнялся за счет оптимизаций режимов эксплуатации скважин (101 скважино-операция против 12 запланированных). Фактическая дополнительная добыча нефти, полученная от проведения ГТМ на добывающем фонде, оказалась ниже проектной. Наибольшее отставание от проектного уровня зафиксировано в 2009 году. Суммарное отставание добычи нефти за пять рассматриваемых лет составило 482 тыс.т. Но следует отметить, что в 2010-2011 годах применение оптимизации работы скважин, позволило добиться хорошего эффекта Применение оптимизаций скважин, позволяет говорить о высокой перспективности данного метода в условиях Ершового месторождения. При оптимизации скважин учитывать следующие условия: Сравнительно низкие дебиты с возможным потенциалом скважины. Удаленность от разрезающих рядов, т.е. при смене насоса на более производительный сводится к минимуму подтягивание конуса воды. Удаленность от ВНК. Толщина глинистой перемычки между пластами. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти. Анализ режимов работы фонда скважин показал, что для проведения оптимизации существует ряд скважин, расчетный суммарный прирост по которым составляет 60 т/сут40. Предложения по оптимизации слабо чувствительны к риску в пределах изменяющихся экономических параметров. Поэтому предлагается внедрять его в производство. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||