Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения. ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228. тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске

• Название: тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске
• Анкор: Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 6.42 Mb.
• Имя файла: ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228.docx
• Тип: Пояснительная записка; #585574
• страница: 8 из 10

3 АНАЛИЗ ПРМЕНЕНИЯ МАЛОГАБАРИТНЫХ ЭЦН В СКАЖИНАХ ПОСЛЕ ЗБС НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Анализ скважин Самотлорского месторождения с боковым стволом

Цель данного анализа: выявление перспективности применения малогабаритного оборудования, при эксплуатации скважины глубинными насосами после проведения на ней ЗБС.

На сегодняшний день отношение накопленной добычи нефти, которое добывается в РФ с помощью ЭЦН к общему количеству накопленной добычи нефти составляет около 73%, показатели накопленной нефти, добываемой в других странах, иногда достигает 90-95%, около пятнадцати процентов от общего объема добываемой нефти приходится на добычу при помощи ШСНУ,и 10% на все оставшиеся методы добычи нефти. Как известно, разработка нефтяного месторождения на последней стадии эксплуатации тесно связана с ухудшением показателей добычи по мере истощения запасов. Результатом этого является частичная или полная остановка добычи нефти, так-как её добыча становится попросту не рентабельна. На последней стадии эксплуатации месторождения наблюдается высокая обводнённость продукции, достигающая 98-99%, а так же ухудшением проницаемости коллекторов, уменьшением производительности скважин, связанных с постепенным снижением пластового давления залежи. Для того, чтобы возобновить рентабельную добычу определенной скважины, нужно найти способ борьбы с данными негативными факторами, либо принять дорогостоящее решение в виде бурения новой скважины. Бурение новой скважины очень дорогостоящее мероприятие, поэтому необходимо найти наиболее рациональный способ «реанимировать» скважину. Одним из таких способов является проведение работ по забурке бокового ствола скважины,

которое представляет из себя цементирование основной обсадной колонны на уровне забурки бокового «ответвления» скважины и спуск дополнительной обсадной колонны. Одним из основных плюсов данной технологии является дешевизна, в сравнении с бурением отдельной скважины, по статистике, такой способ возвращения скважины в работу дешевле в среднем на 10-15%. Бурение бокового ствола позволяет так же эффективно охватить зоны пласта, характеризующиеся слабой проницаемостью коллектора.

Так же, данный способ возвращения скважины в работу позволяет исключить из затрат такие мероприятия, как строительство дополнительных трубопроводов.

Эти преимущества явились основой массового распространения бурения боковых стволов в главных нефтедобывающих регионах страны, с 2009 года в России ежегодно бурится около 1000 скважин малого диаметра.

Однако следует учесть, что боковой ствол имеет малый в сравнении с основным диаметр обсадной колонны (89-114 мм) из-за невозможности спуска в старый ствол скважины долота большего размера. Проблемы, возникшие при эксплуатации скважин с боковыми стволами, связаны с использованием погружных насосов малой габаритной группы.

Проектирование ступени центробежного насоса является достаточно трудоемкой задачей, при решении которой широко используются эмпирические зависимости, применимость которых может находится в жесткой зависимости от начальных параметров, лежащих в узком числовом диапазоне.

Кроме того адекватность их применения была проверена на ступенях больших и средних габаритных групп, т.к. в применении малых не было необходимости. Появление таких установок рождает новые вопросы, связанные с их проектированием и особенностью работы, проявляемых, например, при изменении частоты вращения рабочих колес, вязкости перекачиваемой жидкости и особенностями влияния геометрии проточной части ступени на ее характеристику и течение потока из-за уменьшения радиального габарита ступени.

Поэтому вопросы, связанные с исследованием особенностей работы

данного вида оборудования при уменьшении его габаритной группы имеют актуальность и практический интерес.

В настоящее время в ОАО «Самотлорнефтегаз» эксплуатируются 231 нефтяных скважин с боковыми стволами малого диаметра. Диаметры эксплуатационных колонн в АО «Самотлорнефтегаз» различны, однако, чаще всего используются колонны диаметром 146мм. Реже используется колонна 168мм. Проанализировав скважины Самотлорского месторождения, имеющими боковой ствол, был сделан вывод о том, что скважины с основной колонной 146мм, составляют 69,3% от общего количества скважин с наличием бокового ствола, тогда как скважины, имеющие диаметр колонны 168мм- 30,7% (рисунок.3.1).

С ледует заметить, что чем ниже диаметр основной обсадной колонны, тем меньший диаметр дополнительного бокового ствола будет, так как в основную колонну может быть спущено долото меньшего диаметра.

Рисунок 3.1 Диаметры эксплуатационных колонн основных стволов скважин с боковыми стволами малого диаметра.

Наиболее распространённый диаметр боковых стволов скважин – 114мм, 102мм, и 89мм. Так же, колонна бокового ствола 114мм в используется как ответвление от основной колонны, диаметром 168мм. Скважины с диаметром эксплуатационной колонны 146мм в основном имеют диаметры боковых стволов 102 и 89мм соответственно. Соответственно, если по статистике скважин, с эксплуатационной колонной 146мм больше, то и скважин, с соответствующим диаметром бокового ствола будет больше.

Таким образом, на рисунке 3.2 мы видим, что скважины, с диаметром бокового ствола 102мм, встречаются чаще.



Рисунок 3.2 - Диаметры эксплуатационных колонн боковых стволов

Глубины врезок боковых стволов на Самотлорском месторождении разнятся, например наименьшая глубина врезки составляет 912,5 м, тогда как максимальная глубина врезки составляет 1732м. В основном, с учетом геологических параметров залегания пластов Самотлорского месторождения забурка бокового ствола встречается в интервалах от 1000 до 1500 метров. Наиболее проблемными с точки зрения эксплуатации можно считать скважины с относительными глубинами врезок боковых стволов в интервале 800-1200 м, их количество составляет 47,3%. В таких скважинах проблемы возникают при снижении динамического уровня до глубины врезки бокового ствола.

В таких случаях используются различные способы уменьшения забойного давления, для обеспечения притока к скважине.