Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Самарский государственный технический университет

Курсовой проект

на тему: Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования

Самара, 2013

Введение

Нефтяная промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства. Доля нефти в энергетическом балансе страны значительна. Успешное решение задач экономического развития нашей страны в области нефтедобычи требует дальнейшего повышения эффективности методов разработки месторождений.

В данном курсовом проекте приводится геолого-физическая характеристика объекта; проводится анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН; рассматриваются мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, по снижению обводненности, улучшению состояния ПЗП, повышению нефтеотдачи пласта, по охране труда; рассматривается состояние эксплуатационного фонда скважин пласта и производится подбор ЭЦН к скважине. Также работа содержит расчет эффективности применения различных методов повышения нефтеотдачи пласта с целью более полной его выработки и снижения обводнености продукции.

I. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Географически Сологаевское месторождение располагается на границе Кинель-Черкасского и Похвистневского районов Самарской области в 15км. к северо-востоку от районного центра Кинель-Черкассы. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются сёла Савруха, Антоновка и Сарбай. В 12км к востоку располагается станция "Подбельская" Куйбышевской железной дороги в направлении Самара - Уфа.

Населенные пункты связаны между собой улучшенными грунтовыми дорогами и дорогами с асфальтированным покрытием. В 30км к северо-западу от месторождения тянется нефтепровод "Дружба". Район густонаселен, в экономическом отношении является сельскохозяйственным, ведущая промышленная отрасль - нефтедобыча. Рядом с Сологаевским месторождением находятся Сарбайско-Сидоровское и Сургутское месторождения. Географическое расположение на территории Самарской области показано на рис.1.1. Разработку месторождений ведет ЦДНГ-2 Северной группы месторождений ОАО "Самаранефтегаз". Задействованные цеха и участки, соответствующих управлений базируются в г. Похвистнево. Сологаевское месторождение расположено в зоне лесостепей Заволжья и характеризуется континентальным климатом, с жарким летом и холодной зимой. Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха +3,2⁰С, среднегодовое количество осадков составляет 465мм. Основной фон почвенного покрова представлен различными черноземами, на которых расположены пашни. На севере и северо-западе территория месторождения граничит с лесными массивами Государственного лесного фонда (ГЛФ). Лесной массив представлен широколиственными породами деревьев: дубом, платановидным кленом, липой, осиной и кустарниками.

Сологаевское месторождение представлено такими объектами нефтедобычи, транспорта и подготовки нефти, как: эксплуатационный фонд - 75 скважин, из них 39 - добычных, 9 нагнетательных, одна водозаборная, одна поглощающая, - остальные скважины выведены в бездействие или ликвидированы; УПСВ, четыре шурфа для закачки воды в продуктивные пласты, факельная установка для утилизации газа концевых ступеней сепарации, 6- установок АГЗУ. Трубопроводы для сбора жидкости от скважин до УПСВ, трубопроводы (общей длиной 58км) для транспортировки, отстоявшейся нефти от УПСВ до Сосновского товарного парка, газопровод "Сологаевка - СУ-5 Семеновка" и водоводы для ППД.

Рис. 1.1 Обзорная карта-схема территории месторождения

Для электроснабжения объектов Сологаевского месторождения, построены: электрическая подстанция 35/6кВ, мощностью 1200кВА, ВЛ 35-6-0,4кВ, КТП 6/0,4 кВ и КТППН для электроснабжения УЭЦН и хозяйственных нужд более 60 шт., 8 частотных преобразовательных станций, здание операторной на УПСВ и вагон-дом -столовая.

1.2 Геолого-физическая характеристика объекта

Пласт Д1

Пласт ДI сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками, характеризующимися значительной глинистостью, вплоть до полного замещения глинами в скважинах 7, 8, 30, 33, 35, 42. Во многих залежах коллекторские свойства пласта определяются не только обычной межзерновой пористостью, но и в значительной степени наличием развитых трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти определяются преимущественно объемом трещин, при этом межзерновая пористость играет небольшую роль. Залежи в трещиноватых коллекторах чаще всего приурочены к плотным карбонатным породам, а иногда и к терригенным отложениям, которые практически не пропускают сквозь себя жидкости и газы, если в них нет трещин. Однако скважины пробуренные на эти пласты, иногда имеют высокие дебиты в следствии притока нефти к забоям по разветвленной сети трещин, пронизывающих коллекторы. Емкость трещиноватого коллектора обусловлена кавернами и микрокарстами, самими трещинами и межзерновым пористым пространством. Каверны и микрокарсты характерны для карбонатных пород, в которых на их долю приходиться 13-15% полезной емкости трещиноватого коллектора.

Пласт расчленен, в большинстве скважин он представлен несколькими песчаными прослоями, разделенными между собой непроницаемыми глинисто-алевролитовыми пропластками. Количество проницаемых прослоев от 1 до 8, наиболее часто встречающееся количество прослоев - 2-3. Толщина проницаемых прослоев изменяется от 0,4 до 14,6 м, а плотных пропластков - от десятков сантиметров до нескольких метров. Значения общей эффективной толщины находятся в пределах от 2 до 11,8м.

Характер зоны замещения пласта обозначен как локальный, ограниченный районом скважины 8. Сводовая часть пласта ДI, вскрытая скважиной 8, соответствует наиболее высокоамплитудному выступу кристаллического фундамента, и характеризуется отсутствием коллекторов. На склонах выступа коллектора по толщине достаточно развиты. Микроскопические исследования показывают, что основная масса коллектора сложена зернами кварца угловатой и полуокатанной формы. Редко встречаются: слюда, хлорит, полевой шпат, халцедон. Из акцессорных минералов отмечены циркон и турмалин. По данным гранулометрического анализа в песчаниках преобладают мелкопсаммитовые и крупноалевритовые фракции; пелитовая фракция колеблется в пределах 0,6-7,0%.

Цемент контактный, участками поровый и пойкилитовый. Поровый цемент представлен глинисто-органическим веществом, пойкилитовый-эпигенетическим кальцитом. Карбонатность составляет 0,6-5,0%, реже 6-10%. Коллектор поровый. Поры межзерновые размером 0,02-0,03мм, реже 0,1-0,15мм. Крупные поры частично или полностью выполнены метаморфизованным битумом или пиритом.

Пласт ДI сложен глинистыми песчаниками, от пласта ДI' отделяется пачкой глинистых алевролитов. Количество водонасыщенных пропластков колеблется от одного до трех, толщина их изменяется от 0,6 до 5,0м. При опробовании пласта ДI за весь период разведочного и эксплуатационного бурения приток пластовой воды был получен только из скважина 9 (интервал перфорации 2656-2666м) на Сологаевском куполе. Водонасыщенная часть пласта представлена песчаниками светло-серыми, серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, участками, обогащенными пиритом. Алевролиты темно-серые, неясно-слоистые, глинистые, неравномерно-песчанистые, участками трещиноватые. Трещины выполнены глинистым материалом. Глины серые и темно-серые, слоистые, скорлуповато-оскольчатые, плотные, слабослюдистые, участками алевритистые.

Покрышкой для залежей пласта ДI служит глинистый прослой толщиной 3-4 м, хорошо выдержанный по толщине и простиранию. Залежи подстилаются глинами и относятся к типу пластовых. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,49 на Сологаевском куполе до 0,32-0,47 на Подбельском (соответственно, северный и южный участок).

В период пробной эксплуатации проводились промыслово-гидродинамические исследования, по результатам которых дана оценка фильтрационных свойств пластов-коллекторов. Во всех скважинах исследования проводились в двух режимах: установившегося и неустановившегося притоков. Проницаемость рассчитывалась по коэффициенту продуктивности и по кривой восстановления давления. Обоснование параметров пород продуктивных пластов достаточно подробно изложено в работе по Пересчету запасов нефти и газа Сологаевского месторождения 2002 года. В частности, средние значения пористости пласта ДI ГКЗ утвердила с учетом керновых и геофизических данных как средние величины емкостной характеристики. По пласту ДI пористость - 17,3%, проницаемость - 0,194мкм², нефтенасыщенность-86%, взяты по данным исследования кернового материала. Это касается средних значений проницаемости по пластам ДI Сологаевского параметры пласта ДI на Подбельском куполе, в связи с изменением принятых значений емкостной характеристики, средние значения проницаемости, определенные по керну, скорректированы на основании зависимостей К_пр=f(К_п),

Зависимость между пористостью и проницаемостью пласта ДI для северо-западного участка: К_пр=0,02146 К_п - 0,204;

Пласт Д2

Параметры неоднородности на Сологаевском куполе составляют: коэффициент песчанистости - 0,53, коэффициент расчлененности - 4,65.

На Подбельском куполе параметры равны: коэффициент песчанистости - 0,62, коэффициент расчлененности - 3,0.

В скв.8 наблюдается наибольшая амплитуда выступа кристаллического фундамента, поэтому отложения пласта ДII в районе этой скважины отсутствуют. За пределами выступа фундамента в юго-восточном направлении предполагается наличие кольцевой залежи, однако, этот участок нуждается в доразведке.

Несмотря на достаточную выдержанность пласта ДII по простиранию, он характеризуется значительной неоднородностью.

В составе пласта четко выделяются три пачки. Кровельная пачка характеризуется высокой глинистостью. Ее толщина по площади меняется от 0,6 до 7,2 м. Линзовидно в этой пачке залегают небольшие прослои песчаных коллекторов толщиной от 0,4 до 2,4 м.

В подошвенной части пласта в ряде скважин 11, 12, 148, 152 (гипсометрически низких) появляется прослой водонасыщенных песчаников, отделенных от основной толщи коллектора глинисто-алевролитовым прослоем. В скважинах, вскрывших пласт в сводовой части, данный прослой отсутствует.

Основная часть коллекторов приурочена к срединной части пласта ДII (вторая пачка). На северо-западном участке залежи в ряде скважин эта пачка представлена монолитным прослоем (скв. 11, 14, 152, 186) толщиной до 14 метров.

В самых купольных скважинах толщина ее (как и самого пласта ДII ) сокращается до 17 м. В ряде скважин (9, 10, 12, 108, 123^бис, 129, 130, 142, 156) в этой пачке появляется прослой глин, который разделяет ее на 2 части: верхнюю и нижнюю, последняя отсутствует в сводовых скважинах 106, 118, 127, 128, 143, 155 и литологически замещается непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами в скважинах 3, 102, 5, 7. Таким образом, вертикальная неоднородность, обусловленная условиями осадконакопления, существенно влияет на геометризацию залежи нефти пласта ДII.

1.3 Физико-химические свойства и состав нефти и воды

Пласт Д1

Нефть пласта ДI Сологаевского купола исследовалась по пяти поверхностным и глубинным пробам. Нефть хаpактеpизуется, как легкая, с плотностью 0,892г/см³, маловязкая с динамической вязкостью 1,41мПас. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,75МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 85,0 м³/т, по товаpным качествам - нефть сернистая массовое содержание серы - 0,88-1,09%, паpафиновая - 4-4,2%, смолистая - 5,34%. Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300⁰С - 46%.

Свойства нефти и газа пласта ДI Подбельского купола приняты по исследованиям двух глубинным и двух поверхностных проб из скважин 40 и 41. Плотность пластовой нефти 0,739г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,77МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 104,6м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,31мПас. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 822,0кг/м³, газосодержание 90,3м³/т, объемный коэффициент 1,235; динамическая вязкость разгазированной нефти 7,43мПас. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95 %), малосмолистая (3,50 %), парафиновая (4,25 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300С - 50 %. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI Сологаевского месторождения приведен в табл.1.1.

Таблица 1.1 Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI

Пласт ДI
Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
Вязкость:
динамическая при 20С, мПас	2	3	8,46-17,07	11,73
кинематическая при 20С, мм2/с	2	3	10,00-19,83	13,70
Температура, С:
застывания	2	3	-6-(-10)	-8
плавления парафинов	2	3	63-70	67
Массовое содержание, %	серы	2	3	1,00-1,09	1,05
	смол силикагелевых	2	3	3,10-7,30	5,34
	асфальтенов	2	3	0,92-2,35	1,84
	парафинов	2	3	3,40-4,50	3,97

Газ, выделившийся после ступенчатой сепарации, имеет плотность - 0,915г/см³. Нефтяной газ пласта ДI характеризуется отсутствием сероводорода и незначительным содержанием углекислого газа.

Пласт ДI Сологаевского купола - мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 4,97%, метана 56,19%, этана 16,72%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан+высшие) 21,64%, гелия 0,072%. Относительная плотность газа по воздуху 0,923.

Сведения получены при проведении структурного бурения, а также по данным анализа вод, отбиравшихся из источников питьевого и хозяйственного водоснабжения. Из терригенных отложений девона, приуроченных к третьей зоне застойного режима, к которой относится продуктивный пласт ДI. было отобрано и исследовано пять проб воды. Одна - при совместном опробовании пластов Дк, ДI' и ДI с помощью пластоиспытателя в скважине №1 на Сологаевском куполе, остальные - с устья скважин 6, 8, 11 и 104 в процессе пробной эксплуатации на этом же куполе. Химические анализы вод выполнялись в ЦНИЛе объединения "Куйбышевнефть". месторождение нефть скважина сологаевский

Плотность воды в стандартных условиях составляет 1,193-1,200 г/см³, минерализация в среднем равна 265 г/л. В составе воды содержится 40,0-44,0 г/л ионов кальция, 5,0-5,5 г/л магния. Первая соленость не превышает 50,0 %.экв. Вода практически бессульфатна, концентрация сульфатов не превышает 0,12 г/л. Вязкость в пластовых условиях в среднем по определениям составляет 0,95 мПас, объемный коэффициент равен 1,017. Попутная вода, отобранная из скважин, эксплуатирующих пласт ДI на Сологаевском куполе и не испытывающих влияние от заводнения, по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу ничем не отличаются от воды этого пласта, полученной ранее при опробовании скважин.

Пластовые воды нефтяного пласта ДI по содержанию брома превышают минимальные промышленные концентрации в 5-7 раз, по стронцию в 3-5 раз. Содержание калия и йода в этих водах приближается к минимальному промышленному. По всем остальным микрокомпонентам (бор, литий, рубидий, цезий, германий) воды некондиционны. Температура составляет 64-65^оС, а на устье скважины за счет теплопотерь, она снижается почти вдвое. Сведения о химическом составе и физических свойствах нефти, газа и воды пласта ДI представлены в табл. 1.2-1.4.[1].

Пласт ДII

Свойства нефти и газа определены по пяти глубинным пробам из скважин 12, 14, 106, 121, 154 и по пяти поверхностным пробам из этих же скважин, расположенных на Сологаевском куполе.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 782,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 10,01 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 82,2 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,55 мПас.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м³, газосодержание 71,7 м³/т, объемный коэффициент 1,182, динамическая вязкость разгазированной нефти 11,41 мПас.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,08 %), малосмолистая (3,34 %), парафиновая (4,72 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,56 %, метана 45,45 %, этана 18,20 %, пропана 18,10 %, высших углеводородов (пропан+высшие) 32,17 %, гелия 0,072 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,076.

Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт ДI и ДII
	Кол-во исследованных	Диапазон изменения	Среднеезначение
	скв.	проб
нефть
Давление насыщения газом, МПа	2	3	8,99-10,13	9,75
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	2	3	79,7-87,8	85,0
Суммарное газосодержание, м3/т	2	3	-	72,3
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирован в раб. условиях	2	3	-	1,196
Плотность, кг/м3	2	3	742,0-770,0	757,0
Вязкость, мПас	2	3	1,24-1,55	1,41
Пластовая температура, 0С	2	3	60-67	65
вода
Объемный коэффициент	2	2	1,017	1,017
Общая минерализация, г/л	4	13	247,1-276,3	264,9
Плотность, кг/м3: поверхностных условиях/ пластовых условиях	4	13	1193/1173 1200/1180	1196/1176

Таблица 1.3 Химический состав и физические свойства пластовой воды Пласт ДI

№ скважины	Интервал опробования, м	Плотность воды, г/см3	Температура пластовая, 0С	Вязкость пласт. условия	Уд. Сопротивление при тем-ре пласта	Общая Мине-рализация, г/л	содержание ионов (мг/л, мг.экв/л, % экв.)
		пластовые	стандарт					Na++K+	Ca++	Mg++	Cl-	SO4--	HCO3-
6	2600-2610	1,173	1,193	64,6	0,95	0,019	276,26	56700,0 2465,25 25,11	40080,0 2004,00 20,41	5350,0 439,8 4,48	173950,0 4905,39 49,96	120,0 2,57 0,03	60,0 1,10 0,01
102	2667-2671 2675-2681	1,178	1,198	64,6	0,95	0,019	268,68	51170,0 2224,91 23,53	41880,0 2094,18 22,14	4980,0 409,81 4,33	167560,0 4725,19 49,96	90,0 1,91 0,02	100,0 1,80 0,02
125	2660-2668	1,177	1,197	64,6	0,95	0,019	267,82	53286,0 2314,43 24,47	44370,0 2214,64 23,42	2430,0 199,84 2,11	167540,0 4725,13 49,96	150, 3,12 0,03	40,0 0,66 0,01
143	2599-2597	1,176	1,196	64,6	0,95	0,019	247,11	45303,0 1967,68 22,32	40280,0 2010,50 22,81	5220,0 429,29 4,87	156200,0 4405,31 49,98	80,0 1,67 0,02	30,0 0,49 0,06

Таблица.1.4 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДI

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть	масс.%	мольн.%
	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%
Сероводород	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Углекислый газ	0,59	0,43	0,00	0,00	0,79	0,48	0,00	0,00	0,06	0,18
Азот + редкие	3,81	4,35	0,00	0,00	5,20	4,97	0,00	0,00	0,39	1,84
Метан	24,48	48,82	0,02	0,25	33,66	56,19	0,00	0,01	2,51	20,80
Этан	13,53	14,39	0,09	0,62	18,77	16,72	0,07	0,43	1,46	6,46
Пропан	19,92	14,45	0,45	2,11	22,82	13,86	0,82	3,62	2,46	7,41
Изобутан	4,43	2,44	0,20	0,70	3,44	1,58	0,41	1,39	0,64	1,46
Н.бутан	11,65	6,41	0,85	3,02	8,36	3,85	1,46	4,90	1,97	4,51
Изопентан	6,05	2,68	0,90	2,60	2,19	0,81	1,39	3,76	1,45	2,67
Н.пентан	5,73	2,54	1,10	3,16	2,34	0,87	1,54	4,16	1,60	2,94
Гексаны	6,87	2,55	2,97	7,16	1,61	0,50	3,51	7,95	3,36	5,19
Гептаны	2,94	0,94	3,18	6,59	0,82	0,17	3,36	6,55	3,14	4,17
Остаток	0,00	0,00	90,24	73,79	0,00	0,00	87,44	67,23	80,96	42,37
Молекулярная масса		208,00	26,73	195,00	133,00
газа, кг/м3	1,351		1,112
газа относительная (по воздуху)	1,121		0,923
нефти, кг/м3		848,00		838,00	757,00

Таблица 1.5 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт ДII Сологаевский, Подбельский купола
	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скв.	проб
а) нефть
Давление насыщения газом, МПа	5	5	9,17-10,90	10,01
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	5	5	80,2-83,7	82,2
Газосодержание при дифферен-циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1 = 0,75 МПа Т1 = 20 оС
Р2 = 0,14 МПа Т2 = 20 оС
Р3 = 0,11 МПа Т3 = 18 оС
Р4 = 0,10 МПа Т4 = 18 оС
Р5 = 0,11 МПа Т5 = 30 оС
Р6 = 0,10 МПа Т6 = 30 оС
Суммарное газосодержание, м3/т	5	5	-	71,7
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	5	5	-	1,182
Плотность, кг/м3	5	5	769,0-796,0	782,0
Вязкость, мПас	5	5	1,41-1,68	1,55
Пластовая температура, оС	5	5	60-65	65
г) пластовая вода
Газосодержание, м3/т
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент	2	2	1,017	1,017
Общая минерализация, г/л	23	135	242,2-277,3	261,7
Плотность, кг/м3: пов. усл./ пласт.ус	23	135	1191/1171-1199/1179	1196/1176

Таблица 1.6 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДII Сологаевский, Подбельский купола

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть	масс.%	мольн.%
	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%
Сероводород	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Углекислый газ	0,72	0,58	0,00	0,00	0,87	0,62	0,00	0,00	0,07	0,23
Азот + редкие	2,63	3,30	0,00	0,00	3,19	3,56	0,00	0,00	0,27	1,33
Метан	19,19	42,12	0,01	0,17	23,32	45,45	0,00	0,00	1,99	16,99
Этан	13,87	16,24	0,07	0,46	17,51	18,20	0,01	0,06	1,50	6,84
Пропан	20,22	16,15	0,39	1,82	25,54	18,10	0,32	1,44	2,47	7,67
Изобутан	4,26	2,58	0,18	0,63	4,51	2,43	0,25	0,85	0,61	1,44
Н.бутан	11,93	7,23	0,81	2,89	12,29	6,61	1,03	3,56	1,99	4,70
Изопентан	6,27	3,06	0,97	2,76	3,97	1,72	1,32	3,65	1,54	2,93
Н.пентан	6,37	3,11	1,26	3,59	4,46	1,93	1,57	4,35	1,82	3,45
Гексаны	9,13	3,73	2,78	6,65	2,89	1,05	3,48	8,08	3,43	5,45
Гептаны	5,41	1,90	2,67	5,49	1,45	0,33	3,16	6,32	2,96	4,05
Остаток	0,00	0,00	90,86	75,54	0,00	0,00	88,86	71,69	81,35	44,92
Молекулярная масса		206,00	31,16	200,00	137,00
газа, кг/м3	1,488		1,296
газа относительная (по воздуху)	1,235		1,076
нефти, кг/м3		851,00		846,00	782,00

2. Технологическая часть

2.1 Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН

За весь период разработки пласта ДI+Д2, в эксплуатационном фонде числилось 18 скважин, из них по состоянию на 01.01.2013г. - 13 действующих добывающих скважин, из которых 7 - работали с помощью ШГН и 6- ЭЦН. В бездействующем фонде числилось 5 скважины или 28% от эксплуатационного фонда. Состояние эксплуатационного фонда на 1.01.2013 смг представлено в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Состояние эксплуатационного фонда на 1.01.2013 г

Наименование	Сологаевское
Эксплуатационный фонд	18
В т.ч. ЭЦН	7
ШГН	11
Действующий фонд	13
В т.ч. ЭЦН	0
ШГН	13
Бездействующий фонд	13
В т.ч. ЭЦН	0
ШГН	13

Неработающий фонд приводит к разбалансированию системы разработки, выборочной разработке запасов нефти. Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и в консервацию это низкий дебит и высокая обводненность, снижение пластового давления до значений, при которых извлечение нефти не обеспечивается притоком, полная выработка пропластков нефти, на которые бурилась скважина, приближение раздела контура нефтеносности и водоносных горизонтов к забою скважины.

Большинство скважин работают с использованием ШСНУ, это связано в сравнительно не больших дебитах добывающих скважин.

Для подъема жидкости применяются насосы производительностью от 45 м³/сут до 500 м³/сут и напором до 2000 м отечественного производства.

Рис.2.3 Большинство скважин имеют средний дебит жидкости в пределах 100-300 м³/ сут..

Рис.2.4 Все скважин добывают продукцию в интервале 0-5 т/сут. Для увеличения дебита нефти возможно применение ГТМ, таких как ГРП.

Рис.2.5 Все добывающие скважины обводнены, средняя обводненность в 2010 году составляет 80.7%, по высообводненым скважинам необходимо проводить ГТМ направленные на понижении обводненности добываемой продукции.



Рис.2.6 Из рис.2.6 видно, что основным интервалом является 1100-1200 м.

Рис.2.7 Динамический уровень скважин меняется в пределах от 300-1100 м.

Рис.2.8 Оптимальным является разность 200-300 м. В нашем случае наиболее распространенный интервал 500-1000 м, данный интервал не способствует оптимальной работе УЭЦН.



Рис 2.9 Коэффициент продуктивности для большинства скважин не высокий 0-1 м³/сут*атм, это связано с колекторскими свойствами продуктивного пласта.

Анализ по скважинам № 937, 411 за один год

Скважина № 937

Скважина № 411

Можно сделать вывод, что при падении динамического уровня возрастает дебит по жидкости.

2.2 Причины отказов оборудования при эксплуатации УЭЦН

Причины простоя и бездействия приведены в табл.2.3.

Причинами бездействия скважин являются: отсутствие подачи, падение оборудования на забой, ухудшение продуктивности ПЗП, прорыв пластовых вод, остановка из-за обводненности, негерметичность эксплуатационной колонны и т.д., т.е. бездействие скважин обусловлено причинами технического и геологического характера.

Бездействие фонтанных скважин обусловлено прекращением фонтанирования, прорывом пластовых вод и т.д.

Таблица 2.3

Графически распределение скважин, оборудованных ЭЦН, по причинам простоя и бездействия представлено на рис.2.11. Распределение показало, что 37.5% скважин не эксплуатируются по причине падения изоляции системы «кабель-двигатель», 25%- по причине заклинивания двигателя ЭЦН и выхода из строя насоса, 12.5%- из-за негерметичности лифта и т.д.

Распределение скважин с ЭЦН по причинам простоя и бездействия

Рис. 2.10 Причины отказов скважин, оборудованных УЭЦН, приведены на рис.2.10.

Скважины останавливались по причине падения изоляции системы «кабель-двигатель» (76.4%), смены насоса (6.4%), заклинивания ЭЦН (8.6%) и т.д.

Распределение причин отказов УЭЦН

Рис 2.11 Анализ причин, выявленных при разборе в ЭПУ показало, что максимальное количество отказов оборудования произошло по причине засорения рабочих органов и приема насоса мехпримесями (34%), недостаточного охлаждения (26.8%). Кроме вышеназванной причины, относительно высокий процент отказов по причине мехповреждений кабеля при спуске (11.3%).

На рис.2.12 представлены составляющие засорения рабочих органов ЭЦН при разборе в ЭПУ. При этом обнаружено, что рабочих органов ЭЦН засоряются песком пластовым (40%), грязью (26%), лентой (11%), солеотложениями, окалиной и пропантом (15%), шкимкой и пеньковым канатом (8%).

2.3 Расчёт подбора УЭЦН к скважине

Расчет производится на основе методики подбора УЭЦН к скважине, предложенной в Методическом указании к курсовому проектированию для студентов специальности 130503. Данная методика предназначена для проведения оперативных расчётов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы данной категории скважин. Точность промежуточных и конечных расчётных величин находится в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, то есть нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учёт влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на воде, рабочие характеристики ЭЦН.

Решение

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

1-19/2693=0.993

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.

0.838+1,03*0.821)/2,085=0.807(г/см³)

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.

0.821*(1-18/100)+1.18(18/100)=0.886(г/см³)

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).

1.196(1-18/100)+18/100=1.161

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при n60%).

6.

1.41*0.886/(0.821-(18/100)^1/3 (1+(1.18/0.821-1)*18/100)=3.239(сП)

_н.пл - вязкость пластовой нефти, сП.

Если _см5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты К_q= 1; K_н= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как _см5 сП.

7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.

(2584-2300)*(0.807/0.886)-(((130-7)*10)/(0.993*0.886))+2693+2300-2584+7*10/0.886=1348.262(м)

Н_п.н. - глубина подвески насоса в скважине, м

Н_д. - динамический уровень в скважине, м

Р_пл. - пластовое давление по скважине, атм.

Р_затр. - затрубное давление в скважине, атм.

Р_буф. - давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 57 м³/сут, предварительно выбираем насос 5-40-2600. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса: S₁=1275.49м; S₂=13.1757сут/м²; S₃=0.21631сут²/м⁵;

7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.

(1275.49-1348.262)*1²/1.21*1.161²*0.21631=-206.371(м⁶/сут²)

8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (К_пр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.

10*1/(0.993*0.886*7.324*0.99)=1.568

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.

(13.1757-1.568)*0.99/(2.2*1.161*0.21631)=20.804(м³/сут)

10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.

20.804+(-206.371+20.804²)^1/2=35.851(м³/сут)

11. Проектное забойное давление в скважине.

130-35.851/7.324=125.105 (атм.)

12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.

 2693-(10*125.105)/(0.993*1.18)=1625 (м)

13. Глубина подвески насоса в скважине.

2693-10*(125.105-97.5)/0.993*0.886=2379 (м)

14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работы.

2379-((10*( 125.105-7)-0.886*(2693-2379))/0.807)=1466 (м)

15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.

35.851*1.161=41.613(м³/сут)

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25 - 70 (м³/сут); проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 57 (м³/сут), находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен ниже.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).

Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме з_max, находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_cкв на режиме з_max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы

скважины № 155 пласта Д1+Д2 необходимо заменить работающий в скважине насос ЭЦН 5-80-2600, на рассчитанный насос ЭЦН5-40-2600.

3. Техническая часть

3.1 Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 1300 м³/сут и высотой подъема 5002000м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.

Установка (рис. 3.1) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1,25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 68,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90оС (специального теплостойкого исполнения до +140С).

Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК - установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст.

На рис. 8 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.

Установки (на рис. 8 схема НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50100 до 200250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в табл. 7 основных данных установок.

Таблица 3.1

Наименование установок	Минимальный (внут ренний) диаметр эксплуатационной колонны, мм	Поперечный габарит установки, мм	Подача м3/сут	Напор, м	Мощность двигателя, кВт	Тип газосепаратора
УЭЦНМ5-50	121,7	112	50	9901980	3245
УЭЦНМ5-80			80	9001950	3263
УЭЦНМК5-80
УЭЦНМ5-125			125	7451770		1МНГ5
УЭЦНМК5-125
УЭЦНМ5-200			200	6401395	4590	1МНГК5
УЭЦНМ5А-160	130,0	124	160	7901705	3290	МНГА5
УЭЦНМ5А-250			250	7951800	4590
УЭЦНМК5-250						МНГК5А
УЭЦНМ5А-400			400	5551255	63125
УЭЦНМК5А-400
УЭЦНМ6-250	144,3	137	250	9201840	63125
УЭЦНМ6-320			320	7551545
УЭЦНМ6-500	144,3 или 148,3	137 или 140,5	500	8001425	90180
УЭЦНМ6-800	148,3	140,5	800	7251100	125250
УЭЦНМ6-1000			1000	6151030	180250

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.

Насос (ЭЦНМ) - погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.

Насосы также подразделяют на три условные группы - 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 592 мм, группы 5А - 103 мм, группы 6 - 114 мм.

Модуль-секция насоса (рис. 9) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес - 3 и направляющих аппаратов - 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижних, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400-1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рис. 3.2) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М».

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рис. 10).

Рис. 3.3 Газосепаратор:

1 - головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 _ направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 _ основание

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250500 м³/сут, коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рис. 11) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 5302300 В, номинальный ток 26122,5 А.

Рис. 3.4 Электродвигатель серии ПЭДУ:

1 - соединительная муфта; 2 - крышка; 3 - головка; 4 - пятка; 5 - подпятник; 6 _ крышка кабельного ввода; 7 - пробка; 8 - колодка кабельного ввода; 9 - ротор; 10 - статор; 11 - фильтр; 12 - основание

Гидрозащита двигателей ПЭД 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 электродвигателя к валу насоса.

Рис. 3.5 Гидрозащита:

а - открытого типа; б - закрытого типа

А - верхняя камера; Б - нижняя камера;

1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель; 6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 _ соединительная трубка; 10 - диафрагма

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см³, не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом МА_ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий - гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125250 кВт, масса 5359 кг.

Система термоманометрическая ТМС - 3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105^оС.

Масса общая 10,2 кг .

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - КПБП, присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рис. 3.6 Кабели:

а - круглый; б - плоский; 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160^оС.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 10001800м.

Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов - КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.

3.2 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

Нефти продуктивных пластов Сологаевского месторождения содержат 2,85-6,64% парафина по массе. Понижение давления и температуры нефти при движении по стволу скважины приводит к изменению ее фазовых состояний, уменьшает растворимость по отношению к парафину и, следовательно, к выпадению парафина на глубинном и устьевом оборудовании.

В настоящее время на скважинах с высокой обводненностью продукции интенсивного выпадения парафина не наблюдается.

Скважины, где на нефтепромысловом оборудовании происходит выпадение парафина, нашли применение технические и тепловые способы. Скважины №№ 50, 106, 124, 130, 309, 320, 370, 371, 373, 376, 471, 476, 498, 500, 503, 505, 704, 710, 805, 815 периодически промываются горячей нефтью при помощи агрегата 1АДП-4-150.

Удаление парафина из насосного лифта на скважинах № 706, 804, 811 осуществляется механическим способом при помощи скребков.

Из выкидных линий и устьевой арматуры парафин удаляется пропаркой, для этой цели используется установка ППУА-1200/100.

В дальнейшем для борьбы с парафином необходимо применять механические, тепловые и химические способы, таблица 6.2.

Таблица 3.1 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту

№ п/п	Необходимые мероприятия	Объекты примене ния	Периодич-ность	Примеча ние
1	Пропарка или прокачка горячей нефтью	скважины с отложе ниями парафина	по графику	скважины оборудова ны ШГН, ЭЦН, выкидные линии
2	Спуск скребка	-"-	-"-	скважины оборудова ны ЭЦН
3	Промывка водным раствором препарата МЛ-80	все добыва ющие скважины	при подземных ремонтах
4	Ввод ингибитора коррозии СНПХ 60-11	система сбора продукции	постоянно
5	Затрубное пространство нагнетательных скважин заполнить ингибитором коррозии	весь фонд нагнета тельных скважин	постоянно

При подземных ремонтах и освоении с целью интенсификации притока жидкости к забоям скважин, рекомендуется проводить промывку препаратом МЛ-80. В качестве жидкости глушения необходимо применять 0,1-0,3% водный раствор препарата МЛ-80 с температурой 60-70єC.

Для поддержания пластового давления в нефтяных залежах карбона на месторождении используются сточные воды. Использование пластовых вод, как правило, связано с интенсивным коррозионным износом скважинного оборудования.

Борьба с коррозией оборудования ведется путем закачки ингибитора коррозии СНПХ 60-11 в нефтепроводы и водоводы из расчета 100г/м³ сточной воды.

В дальнейшем на всех нагнетательных скважинах над продуктивным горизонтом необходимо устанавливать пакера, а затрубное пространство заполнить раствором ингибитора коррозии или нейтральной жидкостью. Отложение минеральных солей на скважинном оборудовании Южно-Неприковского месторождения не наблюдается.

3.3 Охрана труда при проведении работ на скважинах

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

Установка включается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификации группы I и прошедшим специальный инструктаж.

Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник - предохранитель, со снятыми предохранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже группы III.

Кабель со станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.

Менять блок рубильник - предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ).

При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

Заключение

В данном курсовом проекте выполнены следующие задачи:

1. Приведена геолого-физическая характеристика объекта.

2. Рассмотрены физико-химические свойства и состав нефти и воды.

3. Проанализирована работа скважин, оборудованных УЭЦН.

4. Рассмотрены мероприятия по снижению обводнености, улучшению состояния ПЗП, повышению нефтеотдачи пласта.