Осложнения и борьба с ними при эксплуатации скважин с УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении. Осложнения и борьба с ними при эксплуатации скважин с УЭЦН на Юж. Курсовой проект по пм 02 мдк 02. 01 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования На тему
 Скачать 432.79 Kb.
|
|
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Анализ системы разработки Южно-Ягунского месторождения Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций. В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно- Ягунского месторождения. Технологической схемой разработки Южно - Ягунского месторождения предусмотрено: - выделение двух эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11 - применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м. - общий проектный уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год - общий проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год - общий проектный объем закачки воды - 13 млн.м3 /год В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.) На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения: - выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин; - применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м; - ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения  на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;- общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных. При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого - технических совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы объясняется следующими причинами. 1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ). 2. Основные пласты находящиеся в разработке 2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения. Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой. 4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам. 5. Обводненность продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15-20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо-нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.  С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно - Ягунского месторождения.Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения: - проектный уровень добычи нефти - 9.451 млн.т. - проектный уровень жидкости - 24.1206 млн.м. - проектный объем закачки воды - 30.5802 млн.м - общий фонд скважин за весь срок разработки - 3323 шт. - фонд скважин для бурения всего - 1047 шт. - на основной залежи сохранить проектную сетку скважин. - предусмотреть в более поздние этапы разработки переход на блочно - замкнутую систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11; - применение для пласта ЮС1 площадной семиточечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500х500м; На месторождении реализуется блоковая система разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводнения в настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическим условиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого, применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10-11 сформировало, в основном, две группы скважин: 1 группа - скважины, работающие только на один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11). 2 группа - скважины, работающие на два пласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11) 2.2 Фонд скважин Южно-Ягунского месторождения В настоящее время добыча нефти на Южно - Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом. На 01.01.2017 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин. В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что на 01.01.2017 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составляет 334 скважины.  Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 83м3/сут, по нефти 31,3 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15м3/сут, по нефти 1,9 т/сут.На долю УЭЦН приходится 63% эксплуатационного фонда. Наибольшое количество установок приходится на ЭЦН-50, затем ЭЦН-80 и ЭЦН-40. На участке используются также импортные установки DN-280, DN-450, DN-610, DN-800. Фонд скважин оборудованных УЭЦН эксплуатируется со сравнительно высокими динамическими уровнями и требует значительной оптимизации. Наибольшую оптимизацию в целом на участке необходимо провести по фонду отечественных установок. Глубина подвески насосных установок составляет в среднем 1600-2100 метров. В фонде скважин, оборудованных ШГН, на долю отечественных ШГН приходится 89% скважин, на долю импортных 10%. Хотя по ШГН динамические уровни в целом достаточно низкие, здесь имеется потенциал для их оптимизации. Используются как не вставные, так и вставные ШГН. Станки-качалки типа СКД и импортные Vulkan. Глубина подвески ШГН составляет 1100-1600 метров. Используются также хвостовики. Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи нефти на механизированный способ. Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти. Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой  подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.2.3 Основные узлы и принцип действия УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении Погружные центробежные установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они обеспечивают безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газа (в том числе сероводород), механические примеси в виде песка. Глубина погружения насоса достигает 2500 м и более, а температура откачиваемой жидкости в некоторых случаях достигает 100 С0. Центробежные насосы – это погружные, центробежные, секционные, многоступенчатые насосы. В основном, все насосы в настоящее время проектируются по модульному принципу и в общем случае состоят из : входного модуля, насосных модуль-секций, выходного модуля, обратного и спускного клапана. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпусе секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Рабочие колеса устанавливаются на валу на продольной механической шпонке, они могут перемещаться в продольном направлении. Материалы, используемые, для изготовления рабочих колес и направляющих аппаратов: специальный модифицированный чугун, и чугун типа «нирезист», и полимерные материалы со специальным наполнителем. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе гайкой-ниппелем, расположенном в верхней части корпуса. Число ступеней колеблется от 127 до 473. В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой расположен обратный клапан и к которой крепятся НКТ. Различное материальное и конструкторское исполнение насосов позволяет изготавливать насосы с термостойкостью до 2000 С и высокой  износостойкостью. Обратный клапан позволяет производить опрессовку насосно-компрессорных труб. (РИЛОЖЕНИЕ Д)Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный двигатель типа ПЭО. ПЭО состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрены резьбы для подсоединения головки и основания двигателя. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную  изоляционную колодку кабельного ввода. Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой диэлектричности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки. Погружные электродвигатели имеют следующие шифры: ПЭО 125-131 АВ5, где 125 – номинальная мощность кВт; 131 – диаметр корпуса, мм; АВ5 – серия двигателя.Гидрозащита. Предназначена для защиты ПЭО от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН и защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину. Компенсатор присоединяется к основанию ПЭО и имеет устройство для автоматического сообщения с полостью электродвигателя в процессе спуска установки, что значительно упрощает монтаж на скважине (для оборудования завода «Алнас»). Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диаграммой и защищенной от повреждения стальным корпусом. Полость за диаграммой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭО от проникновения в его полость скважинной жидкости. Газосепаратор. Использование газосепараторов на входе позволяет увеличить содержание газа до 50 %, а в некоторых случаях и до 80% (модуль насосный - газосепаратор МН ГСЛ5, разработка АО «Лебедянский машиностроительный завод»). ПРИЛОЖЕНИЕ газосекпаратор Обратный клапан, (ПРИЛОЖЕНИЕ), предназначен для предотвращения обратного вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения его повторного запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.  Спускной клапан (пРИЛОЖЕНИЕ предназначен для слива жидкости из напорного трубопровода (колонны НКТ) при подъеме насоса из скважины. Станция управления. Обеспечивает включение и выключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийного отключения. Станция управления имеет ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пульта, работает по программе. Трансформатор. Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭО (350-6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Кабель. Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока к погружному электродвигателю установки. Оборудование устья скважины. Обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья, подачу продукции. Скважина обязательно комплектуется буферными манометрами и потрубками эхолотирования для качественного контроля за параметрами работы скважины. Так же обязательна установка обратного клапана для стравливания лишнего скопившегося газа из затрубного пространства в выкидную линию в коллектор. На некоторых скважинах предусматривается установка регулируемого штуцера для облегчения вывода скважины на режим после ремонта. Принцип действия установки электроцентробежного насоса заключается в том, что жидкость, засасываемая через приемный фильтр, поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса, под действием которого она приобретает скорость и давление. Для преобразования  кинетической энергии в энергию давления, жидкость, выходящая из рабочего колеса, направляется в неподвижные каналы переменного сечения рабочего аппарата, связанного с корпусом насоса, затем жидкость, выйдя из рабочего аппарата, попадает на рабочее колесо следующей ступени и цикл повторяется. Электроэнергия в ПЭД подается по кабелю через трансформатор и станцию управления.2.4 Осложнения и борьба с ними при эксплуатации скважин с УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении Основные факторы, осложняющие работу скважин, оборудованных УЭЦН, являются: АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды. 2.4.1 Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними Вдоль пути движения нефти уменьшаются давление и температура, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя на внутренней стенки труб увеличивается от нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к уменьшению дебита. При добыче высоко парафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается. Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема. Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидный лаки), а также стекло, стеклоэмали. Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снизилась. Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина. Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150.(ПРИЛОЖЕНИЕ схема или картинка борьба с парафирном) |