- •Курсовой проект
- •Введение
- •1 Характеристика месторождения
- •1.1 Географическое расположение
- •1.2 История освоения месторождения
- •1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- •Доюрские образования
- •Юрская система Отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхними отделами.
- •Палеогеновая свита
- •Четвертичная система
- •1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов.
- •2 Анализ системы разработки
- •2.1 Анализ показателей разработки месторождения
- •2.2 Анализ показателей работы фонда скважин
- •2.3 Структура фонда добывающих скважин
- •2.5 Характеристика текущего состояния разработки объекта
- •3 Специальная часть
- •3.1 Характеристика добычи нефти с применением уэцн
- •3.2 Характеристика фонда скважин, оборудованных уэцн
- •Перспективы эксплуатации скважин с применением уэцн и ушгн
- •3.3 Анализ причин простоя и характеристика технического состояния фонда добывающих скважин
- •3.4 Осложнения при эксплуатации скважин
- •Аспо и гидратопарафиноотложения
- •Список использованных источников
3.2 Характеристика фонда скважин, оборудованных уэцн
Добыча нефти на Повховском месторождении осуществляется механизированным способом.
На 01.01.2008 года эксплуатационный фонд Повховского месторождения составил, 1873 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 1537 скважина, в бездействии 336 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 1267 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 396 скважин.
В простаивающем фонде находятся 44 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое 24. Отсюда следует, что на 01.01.2008 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 1241 скважин оборудованных УЭЦН и 280 скважин оборудованных ШГН.
Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 48,3 т/сут, по нефти 13,7 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 8,1 т/сут, по нефти 2,9 т/сут.
Установками ЭЦН на месторождении оборудовано 1267 скважин. Дающий продукцию фонд составил 1197 скважин или 94.5% от эксплуатационного. Простаивающий и бездействующий фонд скважин – 44 (3.5%) и 26 скважин (2%), соответственно.
Установки ЭЦН обеспечивают основную добычу нефти по месторождению (95% от общей добычи по месторождению).
Для подъема жидкости используются электроцентробежные насосы отечественного производства типа ЭЦН-25 - 400, среди них преобладают насосы низкой и средней производительности ЭЦН-25 – 24.5%, ЭЦН-50 - 7.3%, ЭЦН-60 – 9.4%, ЭЦН-80 – 9.5% (Таблица 3.1). Импортными насосами типа DN, TD, TDK оборудовано 24.6% действующего фонда ЭЦН.
Таблица 3.1 Распределение действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по типоразмерам спущенного оборудования
Показатель |
Типоразмер насоса |
|||||||||||||||||
Э-25 |
Э-30 |
Э-40 |
Э-45 |
Э-50 |
Э-59 |
Э-60 |
Э-79 |
Э-80 |
Э-125 |
Э-159 |
Э-160 |
Э-199 |
Э-200 |
Э-250 |
Э-400 |
DN |
ТD, ТDK |
|
Количество скважин %. |
24.5 |
5.3 |
2.7 |
4.8 |
7.3 |
0.3 |
9.4 |
0.8 |
9.5 |
6.3 |
0.2 |
2.3 |
0.4 |
0.5 |
0.8 |
0.5 |
0.1 |
24.5 |
Технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН, приведены в таблицах (таблица 3.2-таблица 3.3).
Согласно технологическому режиму работы нефтяных скважин, по объекту БВ8 средняя глубина спуска насосного оборудования имеет незначительные отличия по участкам, изменяясь в пределах - 2216-2270 м (таблица 3.2). Насосы спускаются под динамический уровень в среднем на 868 м (диапазон по участкам – 799-898 м), что достаточно для нормальной работы оборудования.
Добывающие скважины эксплуатируются с низким динамическим уровнем – 1378 м (диапазон по участкам 1345-1471 м). На 1, 3 и 6 участках динамические уровни имеют более низкие значения, чем на других участках (1454 м, 1417 м, 1471 м, соответственно).
Среднее забойное давление в скважинах составило 12.0 МПа (диапазон изменения по участкам - 11.0-13.8 МПа). На участках 5а, 5б и 6 забойные давления имеют более низкие значения, 11.6 МПа, 11.0 МПа, 11.2 МПа, соответственно.
Таблица 3.2 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН. Объект БВ8
Показатель |
Участок |
В целом |
||||||||
1 |
2а |
2б |
2в |
3 |
4 |
5а |
5б |
6 |
||
Глубина спуска насоса, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальная |
2070 |
1632 |
1960 |
1950 |
1316 |
1910 |
1340 |
1852 |
2028 |
1316 |
максимальная |
2708 |
2493 |
2532 |
2467 |
2520 |
2590 |
2600 |
2641 |
2520 |
2708 |
средняя |
2264 |
2216 |
2243 |
2240 |
2241 |
2256 |
2248 |
2255 |
2270 |
2246 |
Динамический уровень, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальный |
470 |
662 |
290 |
605 |
176 |
770 |
595 |
119 |
350 |
119 |
максимальный |
2069 |
2217 |
2087 |
2090 |
2231 |
2254 |
2090 |
2176 |
2430 |
2430 |
средний |
1451 |
1380 |
1345 |
1367 |
1417 |
1384 |
1352 |
1366 |
1471 |
1378 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальный |
13.1 |
10 |
11.8 |
10.1 |
11.1 |
10.0 |
16.0 |
12.0 |
10.0 |
10.0 |
максимальный |
109.2 |
361.6 |
284.8 |
263.1 |
318.6 |
125.0 |
256 |
305.0 |
157.0 |
361.6 |
средний |
35.4 |
55.1 |
53.9 |
58.1 |
37.4 |
46.6 |
63.4 |
65.7 |
31.1 |
53.6 |
Обводненность средняя, % |
72.5 |
80.2 |
79.2 |
81.1 |
67.1 |
66.1 |
77.4 |
80.8 |
62.6 |
76.5 |
Пластовое давление, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальное |
16.4 |
15.0 |
17.5 |
17.5 |
16.5 |
15.2 |
15.1 |
15.0 |
13.3 |
13.3 |
максимальное |
31.1 |
29.6 |
32.6 |
33.7 |
31.6 |
31.3 |
30.0 |
28.8 |
28.3 |
33.7 |
среднее |
24.0 |
23.8 |
25.8 |
25.3 |
24.7 |
23.6 |
22.0 |
21.2 |
20.8 |
23.4 |
Забойное давление, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальное |
7.2 |
7.1 |
7.4 |
7.2 |
6.4 |
5.6 |
5.2 |
4.7 |
6.9 |
4.7 |
максимальное |
26.0 |
24.7 |
19.0 |
25.7 |
22.9 |
25.0 |
16.5 |
22.7 |
22.9 |
25.8 |
среднее |
13.8 |
13.2 |
12.3 |
12.1 |
12.0 |
11.9 |
11.6 |
11.0 |
11.2 |
12.0 |
Коэффициент подачи насоса средний |
0.8 |
0.9 |
0.9 |
0.9 |
0.8 |
1.0 |
1.1 |
1.0 |
0.8 |
0.9 |
Погружение насоса под динамич. уровень, м |
833 |
836 |
898 |
873 |
824 |
870 |
896 |
889 |
799 |
868 |
На объект Ач работает 1 скважина с забойным давлением 12.7 МПа.
По объекту ЮВ1 глубина спуска насосного оборудования изменяется в пределах 1200-2655 м при среднем значении 2240 м. Добывающие скважины эксплуатируются со средним динамическим уровнем 1183 м (диапазон изменения - 171-2264 м). Среднее забойное давление в скважинах - 15.5 МПа (диапазон изменения - 7.7-28.7 МПа.
Таблица 3.3 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН. Объекты Ач, ЮВ1
Показатель |
Объект |
|
Ач |
ЮВ1 |
|
Глубина спуска насоса, м |
|
|
минимальная |
|
1200 |
максимальная |
|
2655 |
средняя |
2311 |
2240 |
Динамический уровень, м |
|
|
минимальный |
|
171 |
максимальный |
|
2264 |
средний |
1532 |
1183 |
Дебит по жидкости, м3/сут. |
|
|
минимальный |
|
13.7 |
максимальный |
|
300 |
средний |
16.0 |
57.3 |
Обводненность средняя, % |
4.0 |
28.1 |
Пластовое давление, МПа |
|
|
минимальное |
|
16.6 |
максимальное |
|
36.5 |
среднее |
24.5 |
21.2 |
Забойное давление, МПа |
|
|
минимальное |
|
7.7 |
максимальное |
|
28.7 |
среднее |
12.7 |
15.5 |
Коэффициент подачи насоса средний |
0.4 |
0.9 |
Погружение насоса под динамич. уровень, м |
779 |
1057 |
Установками ШГН оборудовано 396 скважин, в том числе дающих продукцию – 256, простаивающих – 24 (8.6%), бездействующих – 116 (29%). За 2007 год установками ШГН добыто 263.1 тыс. т нефти (4.2% от общей добычи по месторождению). Средний дебит скважин по нефти с начала года составил 2.9 т/сут., по жидкости – 8.1 т/сут., обводненность продукции – 63.6%.
Для подъема жидкости используются насосы с диаметром плунжера 29-57 мм с приводом от станков-качалок типа СКД8, СК8, ПНШ80, UP-12T, СК10. Основной фонд скважин (97%) оборудован вставными насосами (таблица 3.4).
Таблица 3.4 Распределение действующего фонда скважин, оборудованных ШГН, по типоразмерам спущенного оборудования
Показатель |
Вставные |
Всего НСВ |
Невставные |
Всего НСН |
Всего |
||||
Н-29 |
Н-32 |
Н-38 |
Н-44 |
Н-44 |
Н-57 |
||||
Количество скважин, % |
8.6 |
23.4 |
26.8 |
37.9 |
97 |
0.8 |
2.2 |
3 |
100 |
Технологические показатели работы скважин, оборудованных УШГН, приведены в таблицах (таблица 3.5, таблица 3.6). По объекту БВ8 по участкам средняя глубина спуска насосного оборудования изменяется в пределах 1476-1603 м при среднем значении 1543 м. Средняя глубина спуска насосов по участкам отличается незначительно.
Добывающие скважины эксплуатируются с низким динамическим уровнем – 1269 м. (диапазон изменения по участкам - 1106-1340 м). На 1 и 3 участках динамические уровни имеют более низкие значения.
На 1, 2в, 3, 4, 5б, 6 участках отмечается недостаточное погружение насосов под динамический уровень для нормальной работы насоса без вредного влияния свободного газа на приеме.
Среднее забойное давление в скважинах составило 13.6 МПа (диапазон изменения по участкам - 12.4-14.4 МПа). На участке 5б забойное давление ниже, чем на остальных участках (12.4 МПа).
Таблица 3.5 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УШГН. Объект БВ8
Показатель |
Участок |
В целом |
||||||||
1 |
2а |
2б |
2в |
3 |
4 |
5а |
5б |
6 |
||
Глубина спуска насоса, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальная |
1296 |
1253 |
1247 |
1001 |
1252 |
1287 |
1136 |
1300 |
1300 |
1001 |
максимальная |
1750 |
1770 |
1752 |
1755 |
1710 |
1700 |
1631 |
1600 |
1799 |
1799 |
средняя |
1579 |
1602 |
1560 |
1569 |
1573 |
1603 |
1476 |
1497 |
1554 |
1543 |
Динамический уровень, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальный |
690 |
800 |
810 |
581 |
700 |
1024 |
268 |
936 |
190 |
190 |
максимальный |
1687 |
1695 |
1725 |
1708 |
1693 |
1550 |
1450 |
1409 |
1655 |
1725 |
средний |
1338 |
1221 |
1227 |
1278 |
1340 |
1266 |
1106 |
1215 |
1263 |
1269 |
Дебит по жидкости, м3/сут. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальный |
1.0 |
1 |
1 |
1 |
1.0 |
1.0 |
7 |
3 |
2.0 |
1.0 |
максимальный |
14.2 |
30.3 |
31.4 |
27.2 |
22.4 |
19.0 |
28 |
20 |
22.0 |
28.0 |
cредний |
7.2 |
12.1 |
10.6 |
8.8 |
8.9 |
11.1 |
13.9 |
9.7 |
8.7 |
9.8 |
Обводненность средняя, % |
61.1 |
81.0 |
76.4 |
75.3 |
57.0 |
51.4 |
88.5 |
80.4 |
49.4 |
68.4 |
Пластовое давление, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальное |
17.4 |
18.5 |
19.0 |
15.7 |
18.6 |
17.4 |
18.2 |
16.2 |
16.2 |
15.7 |
максимальное |
31.7 |
30.1 |
30.9 |
32.9 |
32.6 |
28.0 |
26.6 |
22.5 |
27.5 |
32.9 |
среднее |
24.0 |
24.7 |
26.0 |
25.2 |
26.0 |
21.6 |
22.9 |
19.1 |
20.7 |
24.5 |
Забойное давление, МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
минимальное |
11.1 |
8.0 |
10.5 |
8.6 |
9.5 |
11.9 |
10.6 |
8.7 |
9.6 |
8.0 |
максимальное |
17.1 |
22.4 |
20.8 |
20.2 |
20.3 |
22.5 |
16.0 |
14.9 |
22.9 |
22.9 |
среднее |
13.7 |
13.0 |
14.4 |
13.3 |
13.1 |
14.2 |
13.6 |
12.4 |
13.5 |
13.6 |
Коэффициент подачи насоса средний |
0.5 |
0.5 |
0.5 |
0.4 |
0.5 |
0.5 |
0.7 |
0.6 |
0.5 |
0.5 |
Погружение насоса под динамич. уровень, м |
233 |
390 |
387 |
370 |
262 |
337 |
408 |
291 |
318 |
333 |
Таблица 3.6 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УШГН. Объект ЮВ1
Показатель |
Значение |
Глубина спуска насоса, м |
|
минимальная |
1250 |
максимальная |
1720 |
средняя |
1599 |
Динамический уровень, м |
|
минимальный |
516 |
максимальный |
1715 |
средний |
1322 |
Дебит по жидкости, м3/сут. |
|
минимальный |
1.0 |
максимальный |
22.0 |
cредний |
7.3 |
Обводненность средняя, % |
69.9 |
Пластовое давление, МПа |
|
минимальное |
21.9 |
максимальное |
33.5 |
среднее |
27.2 |
Забойное давление, МПа |
|
минимальное |
11.5 |
максимальное |
23.4 |
среднее |
17.4 |
Коэффициент подачи насоса средний |
0.4 |
Погружение насоса под динамич. уровень, м |
277 |
По объекту ЮВ1 глубина спуска насосного оборудования изменяется в пределах 1250-1720 м при среднем значении 1599 м. Динамический уровень - в пределах 516-1715 м, при среднем значении - 1322 м. Забойное давление – 17.4 МПа. Средний коэффициент подачи насосов низкий – 0.4, что является следствием недостаточного погружения насосов под динамический уровень.
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.