Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

1.6 Режим залежи

Режимом разработки Муравленковского месторождения является упруговодонапорный.

При упругом режиме в начальный период вода, нефть, скелет породы находятся под действием высокого пластового давления, сжаты и обладают некоторым запасом энергии. При вводе в эксплуатацию добывающей скважины происходит снижение пластового давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении давления объём порового пространства уменьшается за счёт расширения скелета породы-коллектора. Всё это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости приводит к расходованию запаса упругой энергии во все более удалённые зоны пласта. Сжимаемость пород-коллекторов невелика, но при большом объёме водоносной части пласта упругий запас может быть настолько значительным, что по эффективности и внешнем проявлении упругий режим разработки будет близок к водонапорному.

1.7 Конструкция скважин

Для определения количества обсадных колонн, глубин их спуска и высоты подъема тампонажного раствора необходимо исходить из условий обеспечения нормального бурения скважин до проектной глубины, вскрытия продуктивных горизонтов, охраны недр и пресноводного комплекса.

На основании вышеизложенного предлагается следующая конструкция скважины:

Эксплуатационная колонна Д=146 мм спускается на глубину 1544 м для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и проведения испытаний эксплуатационных объектов. Эксплуатационная колонна спускается одной секцией и цементируется в две ступени с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦ1-146. Подъем тампонажного раствора за колонной предусматривается до устья. Бурение ведется долотом Д=215,9 мм. До начала работ по вызову притока устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, рассчитанной на рабочее давление 35 МПа.

Кондуктор Д= 219,1 мм спускается на глубину 620 м с целью закрепления обваливающихся пород в интервале 40-600 м, перекрытия поглощающего и водопроявляющего горизонтов в интервале 100-110 м. Бурение под кондуктор ведется долотом Д=393,7 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. На колону устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных привентора на рабочее давление 21 Мпа). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений.

Кондуктор Д= 219,1 мм спускается на глубину 620 м с целью закрепления обваливающихся пород в интервале 40-600 м, перекрытия поглощающего и водопроявляющего горизонтов в интервале 100-110 м. Бурение под кондуктор ведется долотом Д=393,7 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья. На колону устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных привентора на рабочее давление 21 Мпа). Глубина установки башмака кондуктора рассчитана из условия предупреждения гидроразрыва при ликвидации нефтепроявлений.

Направление Д=273 мм спускается на глубину 40 м для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами, перекрытия поглощающих горизонтов в интервалах 10-15, 20-25 м и для надежной изоляции пресноводного комплекса. Бурение под направление ведется долотом Д=490 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Основные показатели работы фонда скважин по Муравленковскому месторождению

Текущее состояние фонда скважин Муравленковского месторождения представлено в таблице 2.1.1.

На 1.01.2004 г. фонд месторождения состоит из 1763 скважин, из них в добывающем фонде 1471 (в том числе 28 нагнетательных в отработке на нефть), в нагнетательном фонде - 292. Основная часть фонда - 87% скважин - эксплуатирует запасы нефти пласта БС11, который является основным объектом разработки. Доля совместных скважин в общем фонде месторождения незначительна и составляет 5%.

Практически весь действующий фонд скважин месторождения механизирован, скважины эксплуатируются при помощи установок ЭЦН, которыми оборудованы 80,8% скважин и установок ШГН (14,5%), только 2 скважины объекта БС10-2 работают фонтанным способом.

В действующем фонде - 598 скважин. Значительное количество добывающих скважин (60%) находятся в пассивном фонде: бездействующий фонд составляет 409 скважин, в консервации находится 370 скважин, в освоении - 6, пьезометрических и контрольных - 58 скважин, ликвидировано - 30. Доля бездействующих и законсервированных скважин по сравнению с предыдущим годом не изменилась и составляет 53%.

Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составляет 96%, что практически соответствует уровню предыдущего года.

Простаивают скважины, в основном, по техническим причинам - аварии промыслового оборудования.

Коэффициент использования добывающего фонда скважин достаточно низкий и составляет 59%, это значение также практически соответствует уровню предыдущего года. В бездействующем фонде скважины находятся по следующим причинам: аварии промыслового оборудования - 39% скважин, высокая обводненность - 22%, негерметичность обсадной колонны - 11% скважин, малодебитность - 15%, и другие причины (заморожен коллектор, перевод в другой фонд и т.д.) - 12%.

В нагнетательном фонде месторождения на 1.01.2004 год числится 216 действующих скважин. В пассивном фонде 76 нагнетательных скважин (26% от общего фонда), в том числе: в бездействии - 49 скважин, в освоении -12, в консервации - 8, ликвидировано - 7.

Коэффициент использования нагнетательного фонда составляет 78%, коэффициент эксплуатации - 84%, это немногим выше значений предыдущего года (76 и 80%, соответственно).

Причиной простоя и бездействия нагнетательных скважин является, в основном, перевод их под циклическую закачку, кроме того скважины бездействуют по причине аварий промыслового оборудования, заколонных перетоков воды и др.

По сравнению с 2002 годом действующий фонд добывающих скважин уменьшился на 19 скважин (с 617 скважин в 2002 году до 598 в 2003 году), в основном, за счет перевода в консервацию. Действующий фонд нагнетательных скважин по сравнению с 2002 годом увеличился на 18 скважин и составил 216 скважин.

Таблица 7. Состояние фонда скважин Муравленковского месторождения

Бездействующих фонд нагнетательных скважин за год практически не изменился, а добывающих - уменьшился на 35 скважин (13%), также, в основном, за счет перевода скважин в консервацию.

Распределение действующего добывающего фонда скважин месторождения по дебитам жидкости и обводненности на 1.01.2004 года приведено в таблице 2.1.2 и практически соответствует предыдущему году.

В среднем скважины месторождения работали в 2003 году с дебитом по жидкости 46,9 т/сут, на 1.01.2004 год дебит жидкости составил 48,5 т/сут.

Малодебитные скважины (дебит жидкости до 10 т/сут) составляют незначительную часть - 7% от действующего добывающего фонда, 50% скважин работают с дебитами по жидкости от 20 до 50 т/сут и 43% - с дебитом более 50 т/сут.

Среднегодовая обводненность по Муравленковскому месторождению за 2003 год - 76,0%, на конец года обводненность составила 77,9% при дебите нефти 11,3 т/сут. Значительная часть фонда (35%) представлена высокообводненными скважинами - с обводненностью продукции более 90%, из них 7% - с обводненностью свыше 98%. С обводненностью до 50% работает лишь 19% скважин.

Таблица 8. Распределение действующего фонда Муравленковского месторождения по дебитам и обводненности

В 2003 году на месторождении на объекте БС11 введено в эксплуатацию 4 новых скважины.

Все новые скважины попали в промытую зону пласта. Входные дебиты нефти изменяются по скважинам от 1 до 4 т/сут, дебиты жидкости - от 26,9 до 49,6 т/сут. Скважины работают с высокой долей обводненности продукции - от 81 до 99%.

Таким образом, все новые скважины характеризуются низкими дебитами и высокой обводненностью продукции. Средний дебит нефти новых скважин на 9 т/сут (на 80%) ниже среднего по месторождению - 11,3%. Суммарная добыча нефти по новым скважинам составила 0,1% от общей добычи нефти по месторождению.

Оценивая текущее состояние фонда скважин Муравленковского месторождения можно сделать следующие выводы:

добывающий фонд месторождения характеризуется низким коэффициентом использования - 59% и высоким коэффициентом эксплуатации - 96%;

в бездействии и консервации находится более половины добывающего фонда скважин (53%), основные причины - аварии промыслового оборудования, достижение проектной обводненности, отсутствие притока;

доля малодебитного фонда скважин незначительна - 7%;

высокообводненный фонд скважин составляет значительную часть действующего добывающего фонда - 35%;

ввод новых скважин на месторождении в 2003 году был малоэффективен.

2.2 Состав погружной установки

В комплект погружной установки для добычи нефти входят электродвигатель с электродвигатель с гидрозащитой, насос, кабельная линия, наземное электрооборудование. Нанос приводится в действие электродвигателем и обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по НКТ на поверхность в трубопровод.

Кабельная линия обеспечивает подвод энетродвигателем при помощи муфты кабельного ввода. Установки имеют следующие исполнения:

обычное;

- коррозионно - стойкое;

- износостойкое;

- термостойкое

Пример условного обозначения:

2УЭЦНМ (К, И,Д,Т) 5-125-1200,

где:

2 - модификация насоса;

У - установка;

Э - электропривод от погружного двигателя;

Ц - центробежный;

Н - насос;

М - модульный;

К, И, Д, Т - соответственно в коррозионно - стойком, износостойком, двухопорном и термостойком исполнении.

Отсутствие их означает, что установка обычного исполнения;

5 - группа насоса. Выпускаются установки групп 5, 5 А, 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 121,7 130 и 144 мм;

125 - подача, м3/сут.;

1200 - напор, м.

Установка скважинного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования.

Насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса, 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. На длине насоса и протектора кабель выполнен (в целях уменьшения габарита) плоским.

Над насосом через две НКТ устанавливается обратный клапан, выше него на одну трубу - сбивной. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках, а также для определения герметичности колонны НКТ. Сбивной клапан служит слива жидкости из колонны НКТ при подъеме установки и для обеспечения глушения скважины. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свободный газ на приеме насоса от 15 до 55 % используется газосепаратор. ЭЦН откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно, - двух, - трех, - четырехсекционные. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из серого чугуна, насосов коррозионно - стойкого исполнения - из модифицированного чугуна типа «ни резист».

Рабочие колеса насосов обычного исполнения могут изготавливаться из полиакриламида или из углепластиковой массы.

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 двух опорных конструкций и др. Погружные электродвигатели - маслонаполненные трехфазные асинхронные короткозамкнутые - обычного и коррозионно - стойкого исполнения являются приводом погружного ЭЦН. Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК - 125- 117, где

ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный;

С - секционный (отсутствие буквы - несекционный);

К - коррозионно - стойкий (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 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 мм2.

Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) или трансформатор. Станция управления или комплектное устройство обеспечивает возможность как ручного, так и автоматического управления.

На станции управления установлены приборы, регистрирующие работу электронасоса и предохраняющие установку от аварий при нарушении его нормальной работы, а также при неисправности кабельной линии.

Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска электронасоса.

Согласно действующим инструкциям по эксплуатации, УЭЦН обычного исполнения рекомендуется применять при следующих условиях: откачиваемая среда - продукция нефтяных скважин содержание свободного газа на приеме насоса не более 15 % по объему - для установок без газосепараторов, и не более 55 % - для установок с газосепаратором;

2.3 Основные критерии установившееся оптимального режима работы УЭЦН

В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «продуктивный пласт-скважина - насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но направлены на минимизацию себестоимости добываемой продукции.

С точки зрения минимизация эксплуатационных затрат необходимо стремиться к длительному (оптимальному) межремонтному периоду (МРП) лев., оборудованной УЭЦН и, в первую очередь, погруженного оборудования.

Максимальную наработку погруженного оборудования, в свою очередь, можно обеспечить только при условии выполнения всех критерий на параметры эксплуатации УЭЦН, их агрегатов и элементов, которые приведены разработчиками оборудования в соответствующих ТУ, руководствах по эксплуатации и других нормативных документах.

К этим критериям относятся предельно допустимые значения следующих параметров:

объемная подача перекачиваемой воды из нефтяной смеси;

вязкость перекачиваемой смеси;

температура перекачиваемой смеси;

количество и твердость механических примесей в жидкости;

максимальное содержание свободного газа;

температура двигателя;

температура кабеля;

скорость движения жидкости омывающей ПЭД;

допустимый темп либора кривизны ствола скважины;

-кривизны ствола скважины в месте подвески.

При проектировании режима работы погруженного агрегата должны учитываться возможные изменения обводненности продукции, коэффициента продуктивности характеристик насоса вследствие износа рабочих органов, изменены проточные каналы рабочих органов и НКТ под воздействием абразивного износа, АСПО, солеотложения и т. д.

Крайне важно, чтобы указанные критерии соблюдались и во время откачки из скважины технологической жидкости, т.е. освоения скважины после монтажа в ней погруженного агрегата.

Крайне важно, чтобы указанные критерии соблюдались и во время откачки из скважины технологической жидкости, т.е. освоения скважины после монтажа в ней погруженного агрегата.

2.4 Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Для построения индикаторной линии необходимо иметь дебит Q, пластовое pпл и заборное pз давления. Дебит и пластовое давление измеряют, как и при рассмотренных выше способах эксплуатации.

Заборное давление рассчитывают по давлению на приеме насоса pпр или по определенному с помощью эхолота уровню жидкости в затрубном пространстве.

Для непосредственного измерения pпр в НКТ несколько выше ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное приспособление (устройство) с уплотнительным седлом, называемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специальным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло заглушка суфлера сдвигается и открывает отверстия, связывающие манометр с затрубным пространством скважины.

Менее точно давление pпр можно рассчитать по давлению на выкиде насоса pвык, измеряемому скважинным манометром, спущенным в НКТ, и паспортному напору Но, развиваемому насосом при закрытой выкидной (манифольдной) задвижке.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы (подача насоса Q/, Q//). Режимы работы изменяют дросселированием потока на устье (прикрытием задвижки). На каждом режиме после его стабилизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют давление на устье (p2/, p2//). Тогда коэффициент продуктивности

Страницы: 1, 2, 3