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

Министерство образования и науки РТ

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Тема: «Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО «Сибнефть»»

2006



Введение

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них - вступление месторождений в позднюю стадию разработки, которая характеризуется повышенной обводненностью продукции, увеличением числа ремонтов скважин и снижением дебитов скважин по жидкости. Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин.

Подавляющее большинство скважин на Муравленковском месторождении более 80% эксплуатируется с применением установок погружных центробежных электронасосов, а по всей стране более 30%.

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиями формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно, воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуют порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

1. Исходные данные

1.1 Орогидрография

Муравленковское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых месторождений Суторминского и Умсейского. Месторождение приурочено к водоразделу рек Пурпе и Пякупур. В орогидрографическом отношении район представляет собой озерно-аллювиальную равнину, заболоченную и залесеную, изрезанную сетью многочисленных притоков рек Пурпе и Пякупур. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +80 на севере до +11 на юге над уровнем моря. Климат района - резко-континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Температура января падает до - 55С, в летние месяцы достигает +37С. В районе месторождения наблюдается развитие многолетнемерзлых пород, кровля которых залегает на глубинах 190-217 м. Толщина их достигает 125-170 м.

Базовый город месторождения Муравленко.

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1982 году по технологической схеме разработки утвержденной ЦКР (протоколом №929 от 23.10.81).

1.2 Тектоника

Муравленковское нефтегазовое месторождение эксплуатируется с целью добычи нефти ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», которому выдана лицензия СЛХ №00712НЭ на право добычи нефти и газа из залежей пластов ПК1, группы пластов БС, геологического изучения с последующей разработкой новых залежей в меловых и юрских отложениях.

На Муравленковском месторождении вскрыты породы от юрских до четвертичных отложений, которые представлены переслаиванием песчано-алевритово-аргеллитовыми породами. Промышленная нефтеносность связана с песчаными отложениями (пласты БС10-1, БС10-2, БС11) мегионской свиты валяжинского яруса. Толщина преимущественно песчаных пластов БС10-1, БС10-2, БС11 колеблются от 20 до 40 м. Глинистые разделы между ними составляют от 3 до 10 м. Залегают пласты БС10-1 - БС11 на глубинах 2600-2720м.

Промышленная залежь газа приурочена к верхней части сеноманских отложений (прикурская свита) - пласт ПК1, представленного песчаными отложениями и залегающих на глубинах 1100-1150 м.

Согласно тектонической схеме Муравленковское месторождение приурочено к Янгинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. По данным сейсморазведки размеры Янгитинской структуры в пределах сейсмоизогибсы - 2975 м составляют 26,8х11,5 км, альтитуда ее 50 м.

1.3 Стратиграфия

Залежь пласта БС11 является основным объектом разработки Муравленковского месторождения, приуроченная к отложениям неокома.

Наиболее высокие отметки кровли нефтенасыщенных коллекторов вскрыты на восточном крыле залежи - 2511,3 м (скв. 2181) и 2517,6 м (скв. 2192). К западу происходит погружение, где кровля пласта вскрыта на отметке - 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен преимущественно в нефтяной части залежи. Залежь пласта имеет обширную водонефтяную зону - 35,3%, большая часть которой приурочена к западному крылу структуры.

ВНК в среднем принимается на отметке 2596 м. С юго-запада на северо-восток ВНК понижается с 2591 м до 2612 м. залежь - пластовая сводовая. Размеры залежи 27,8х18,2 км, высота 84,7 м (таблица 1.3.1).

Залежь пласта БС10-1 имеет самое сложное строение по сравнению с другими пластами этого месторождения. Она состоит из многочисленных изолированных зонами замещения линз, которые имеют различный характер насыщения. Колебания отметок ВНК от 2510 м до 2530 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0 до 6,0 м, в основном около 2 м. По результатам испытания разведочных скважин из пласта БС10-1 получены притоки нефти от 1,3 м3/сут до 80,5 м3/сут и пластовая вода с нефтью, что свидетельствует о слабой нефтенасыщенности. Размеры залежи различной весьма сложной конфигурации колеблются от 0,7х1,5 км до 7,2х18,2 км и расположены они на значительной части месторождения. Залежи - литологически экранированные. Получение низких притоков нефти, нефти с водой, частые литологические экраны, малые нефтенасыщенные толщины, низкая категорийность запасов нефти (С1 составляет 61%), низкая насыщенность коллекторов не позволяет выделить его в самостоятельный объект разработки.

Залежь пласта БС10-2. Пласт имеет сложное строение, представлен преимущественно песчаными породами с прослоями плотных глинистых и карбонатных пород. Число проницаемых прослоев варьирует до 5. В песчаной фракции пласт развит в северо-западной части замещается на глинисто-аревритовые разности пород.

По материалам ГИС и испытания скважин раздел нефть-вода фиксируется на отметках 2484,2 м и 2497,2 м. На севере он фиксируется на отметках 2490 м. На западном крыле отмечаются на отметке 2500 м, на юге ВНК проводится в среднем на отметке 2490 м. Наклон ВНК с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи 20,1х7,8 км высота 41 м. Залежь - пластовая сводовая с частичным литологическим экранированием.

По результатам испытания разведочных скважин дебиты их по нефти колеблются от 0,4 до 74 м3/сут. Отмечается ухудшение емкостно-фильтрационных свойств пласта с севера на юг.

Таблица 1. Характеристика залежей нефти и газа Муравленковского м/р.

Пласт	Залежь	Глубина пласта в своде (абс. отм.)	Отметка, м	Размеры залежи, км	Высота залежи, м	Средняя толщина, м	Размеры площади, %	Тип залежи
			ГВК	ВНК			Нефтенасыщенная	Газонасыщенная	Водонефтяной зоны	Газовой зоны
БС12		2575		2589	3,4х2,5	14	2,7		63,2		Пластово-сводовая
БС11		2511		2596	27,8х18,2	34,7	12,0		35,3		Пластово-сводовая
БС10-3		2489		2511	3,8х2,8	22	2,6		53,0		Пластово-сводовая
БС10-2	1	2519		2528	0,7х1,5	9	1,3		28,6		Литолог. экран.
	2	2508		2520	0,7х1,3	12	1,5		46,7		Литолог. экран
	3	2479		2513	18,2х7,2	34	2,1		43,6		Литолог. экран
	4	2504		2520	2,0х1,8	16	1,6		100		Литолог. экран
БС10-1		2449		2490	20,1х7,8	41	6,1		39,5		Пластово-сводовая
ПК1		1002	1039		21,2х10,9	37		11,4		100	Массивная

Залежь пласта ПК1. Сеноманская залежь газа вскрыта на глубинах 1102,0 - 1156 м. Наивысшая отметка кровли коллекторов сеномана - 1002,4 м (скв.2118). Дополнительно по сравнению с предыдущим подсчетом запасов залежь испытана в трех скважинах, в которых получен газ с дебитами от 1100 до 2499 тыс.м3/сут (скв.232Р, 250Р, 260Р). По своему составу газ метановый. Для обоснования уровня ГВК учтены результаты испытания и интерпретации по ГИС. В среднем ГВК по площади принят на отметке 1037 + 2 м. Размеры залежи 21,2х 10,9 км, высота 37 м. Тип залежи - массивный. Средняя газонасыщенная толщина 11,4 м.

Помимо этих основных залежей имеются небольшие залежи в пластах БС12 и БС10-3, не имеющие промышленного значения из-за малых размеров, небольших нефтенасыщенных толщин, слабой нефтенасыщенности. При испытании их получены незначительные притоки нефти (1-3 м3/сут) с водой. Вскрыты эти залежи в сводовой части поднятия.

1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Основным объектом разработки Муравленковского месторождения является залежь пласта БС11. Пласт представлен чередованием песчано-алеврадитовых разностей пород с глинистыми разделами и имеет довольно сложное строение.

По данным профилей выравнивания в разрезе плата БС11, имеющего общую толщину от 11 до 39 м можно выделить 3 зональных интервала отделяемые друг от друга выдержанными глинистыми разделами: верхний - толщиной 6 - 14 м, представленный 1-2 песчаными прослоями, характеризующийся высокими емкостно-фильтрационными свойствами развит повсеместно.

Раздел с нижележащим составляет 0-4 м. Средний зональный интервал представлен довольно монолитным песчаным прослоем составляющим от 0 до 20 м. Развит преимущественно в западной части залежи, обладает высокими емкостно-фильтрационными свойствами (коэффициент песчанистости 0,7- 0,9).

Граница между средним и нижним зональными интервалами можно считать скорее литологической, нежели стратиграфической, поскольку нижний зональный интервал представлен коллекторами как расчлененными по разрезу, так и невыдержанными по площади. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов, как по площади, так и по разрезу нижнего зонального интервала. Их низкие емкосто-фильтрационные характеристики (коэффициент песчанистости 0,35-0,45) не позволяет вовлечь их в активную разработку и их следует отнести к пассивным.

Пласт БС11 имеет толщину от 10 до 39 м и уменьшается с севера на юг. В этом же направлении уменьшается и эффективная толщина.

На геолого-статистичеких разрезах, построенных для различных частей месторождения, отмечается снижение емкостно-фильтрационных свойств от кровли пласта к подошве - проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, относительной песчанистости.

Среднее значение проницаемости по пласту БС11 поданным ГИС - 33,5 мД.

Пласт БС10-2 характеризуется сложным линзовидным строением, расчлененностью проницаемости пропластков. В песчаной фации пласт развит в южной части месторождения. На севере практически полностью замешен глинистыми разностями. Общая эффективная толщина изменяется от 0 до 5 м. Локальный линзовидный характер распространения коллекторов обуславливает сложную конфигурацию залежи и колебание отметок ВНК на разных участках. Учитывая сложное геологическое строение, высокую прерывистость и расчлененность, низкие нефтенасыщенные толщины пласт БС10-2 не рекомендуется для разработки самостоятельной сеткой скважин и является возвратным объектом.

Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 2. Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Муравленковского месторождения

Параметры	БС10-1	БС11
		запад	восток	юг
Толщина общая, м	17,8	30,9	18,6	27,2
Толщина эффективная, м	7,6	19,9	12,6	13,9
Коэффициент расчлененности	2,5	6,9	4,9	6,6
Толщина проницаемого прослоя, м	2,5	3,2	2,8	2,2
Толщина непроницаемого прослоя, м	5,3	1,7	1,2	2,1
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед.	0,411	0,652	0,682	0,507
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед.	0,281	0,458	0,417	0,294
Коэффициент проницаемости, мД	0,065	0,034	0,049	0,033
Коэффициент пористостости, дол.ед.	0,192	0,184	0,188	0,182
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед.	0,576	0,635	0,721	0,587
Показатель послойной неоднородности, дол.ед.	0,100	0,372	0,255	0,323
Показатель зональной неоднородности, дол.ед.	0,161	0,428	0,182	0,393
Параметр функции воздействия	0,693	0,432	0,827	0,678
Параметр функции охвата	0,560	0,111	0,190	0,470
Параметр функции вертикальной связи	0,0291	0,350	0,404	0,447

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Муравленковском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-ННГ».

Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.5.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 3. Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения

Наименование	Индекс пласта
	БС10 1-2	БС11
1	2	3
1. Пластовое давление, МПа	18,2	19,3
2. Пл. температура, С	40	53
3. Давление насыщения, МПа	8,6	9,1
4. Газосодержание, м3/т	50	50
5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т	59	54
6. Объемный коэффициент	1,10	1,12
7. Плотность нефти, кг/м3	860	855
8. Объемный коэффициент при усл. сепарации	1,152	1,130
9. Вязкость нефти, мПа*с	1,27	1,25
10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4	13,90	13,63
11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	890	910



Таблица 4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения

Наименование	Пласт
	БС10-1	БС10-2	БС11
1	2	3	4
Плотность, кг/м3 Вязкость динамическая, мПа*с при 20С при 50С Вязкость кинематическая, мм2/с при 20С при 50С	860 11,53 4,53 13,41 5,27	855 9,37 4,11 10,95 4,80	856 10,50 4,3 12,26 5,02
Температура застывания, С Температура насыщения парафином, С	1 -	- -	1 -
Массовое содержание, %	Серы	0,47	0,47	0,41
	Смол селикагелевых	6,19	5,67	5,75
	Асфальтенов	2,71	1,44	2,62
	Парафинов	3,90	3,27	3,62
	Воды	8,20	-	1,50
	Мех. примесей	-	-	-
Солей, мг/л	-	2	43
Температура плавления парафина, С Температура начала кипения, С	57 84	53 80	- 80
Объемный выход фракций, %	н.к. - 100С	2,4	-	2,6
	до - 150С	12,8	11,5	13,2
	до - 200С	23,3	22,0	23,9
	до - 250С	-	-	-
	до - 300С	45,2	45,5	45,9
	до - 350С	59,2	-	59,4

В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 - С5Н12 - 16-17%.

Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.

Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Технологический шифр нефтей Муравленковского месторождения - IТ1П2.

Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.

Наименование	Пласт БС10
	При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл.	Пластовая нефть
	Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
1	2	3	4	5	6
1. Углекислый газ	0,25	-	0,31	0,01	0,09
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,27	-	1,48	0,00	0,45
3. Метан	66,61	0,08	78,23	0,09	23,54
4. Этан	4,19	0,06	4,55	0,25	1,54
5. Пропан	9,07	0,52	6,96	2,24	3,66
6. Изобутан	5,91	0,94	3,01	2,91	2,97
7. Нормальный бутан	6,76	1,96	3,16	4,34	3,99
8. Изопентан	2,29	1,93	0,84	3,03	2,37
9. Гексаны	1,63	92,05	0,70	83,79	58,85
10. Гептаны
11. Остаток (С8+выше)
12. Молекул. Масса	28,32	201	22,90	176,10	130,20
13. Плотность:
- газа, кг/м3	1,177	-	0,952	-	-
- нефти, кг/м3	-	856	-	850	781
Пласт БС11
1. Углекислый газ	0,24	-	0,28	0,00	0,08
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,05	-	1,20	0,00	0,34
3. Метан	68,37	0,22	78,91	0,10	22,23
4. Этан	4,47	0,12	4,74	0,27	1,52
5. Пропан	7,89	0,82	6,09	1,94	3,10
6. Изобутан	6,20	1,81	3,44	3,15	3,23
7. Нормальный бутан	5,90	2,57	2,96	3,95	3,66
8. Изопентан	2,19	2,62	0,89	3,12	2,50
9. Нормальный пентан	1,89	3,07	0,76	3,47	2,71
10. Гексаны	1,79	88,77	0,73	84,00	60,63
11. Гептаны
12. Остаток (С8+выше)
13. Молекул. масса	-	-	-	-	-
14. Плотность:
- газа, кг/м3	1,155	-	0,947	-	-
- нефти, кг/м3	-	853	-	847	768

Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (см. таблицу 1.5.4). Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 г/л до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Плотность равна 1009 кг/м3.

Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.

Таблица 6. Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.

Пласт	Вязкость в пл. условиях, мПа*с	Плотность в пл.усл, кг/м3	Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л)
			Cl-	SO42-	HCO3-	Ca2+	Na++K+
БС11	0,5	1007



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

Категория фонда	Объект
	БС11	БС11+БС10-1	БС11+БС10-2	БС12	БС10-1	БС10-1+ БС10-2	БС10-2	ПК1	Итого по месторождению
Добывающий фонд
Фонд всего	1257	12	1	1	168	2	11	19	1471
в т.ч. экспл-ный	933	5	1	1	67	1	5	0	1013
Фонд действующих	563	1	1	0	29	0	4	0	598
ФОН	0	0	0	0	0	0	2	0	2
ЭЦН	481	1	1	0	25	0	1	0	509
ШГН	82	0	0	0	4	0	1	0	87
Фонд бездействующих	364	4	0	1	38	1	1	0	409
В освоении	6	0	0	0	0	0	0	0	6
В консервации	267	7	0	0	91	1	4	0	370
Пьезометрические	20	0	0	0	5	0	1	0	26
Контрольные	12	0	0	0	3	0	0	17	32
В ликвидации и ожидании ликвидации	25	0	0	0	2	0	1	2	30
Нагнетательный фонд скважин
Фонд всего	265	0	0	0	26	0	0	1	292
в т.ч. экспл-ный	258	0	0	0	19	0	0	0	277
Фонд действующих	211	0	0	0	5	0	0	0	216
Фонд бездействующих	37	0	0	0	12	0	0	0	49
В освоении	10	0	0	0	2	0	0	0	12
В консервации	2	0	0	0	6	0	0	0	8
Пьезометрические	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Контрольные	0	0	0	0	0	0	0	0	0
В ликвидации и ожидании ликвидации	5	0	0	0	1	0	0	1	7
Общий фонд скважин
Фонд всего	1522	12	1	1	194	2	11	20	1763
в т.ч. экспл-ный	1191	5	1	1	86	1	5	0	1290
Фонд действующих	774	1	1	0	34	0	4	0	814
Фонд бездействующих	401	4	0	1	50	1	1	0	458
В освоении	16	0	0	0	2	0	0	0	18
В консервации	269	7	0	0	97	1	4	0	378
Пьезометрические	20	0	0	0	5	0	1	0	26
Контрольные	12	0	0	0	3	0	0	17	32
В ликвидации и ожидании ликвидации	30	0	0	0	3	0	1	3	37

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

Диапазон дебитов, т/сут	Способ эксплуатации	Интервал обводненности, %	Итого
		0-10	10-50	50-80	80-90	90-98	98-100
0-10	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 0 3 0 0 3	0 0 9 0 0 9	0 0 15 0 0 15	0 0 10 0 0 10	0 0 5 0 0 5	0 0 0 0 0 0	0 0 42 0 0 42
10-20	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 0 0 0 0 0	0 2 7 0 0 9	0 5 12 0 0 17	0 1 9 0 0 10	0 3 12 0 0 15	0 1 1 0 0 2	0 12 41 0 0 53
20-50	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 14 0 0 0 14	0 54 1 0 0 55	0 72 0 0 0 72	0 36 3 0 0 39	0 50 3 0 0 53	1 12 0 0 0 13	1 238 7 0 0 246
50-100	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 1 0 0 0 1	0 22 0 0 0 22	0 41 2 0 0 43	0 58 0 0 0 58	0 80 0 0 0 80	0 20 0 0 0 20	0 222 2 0 0 224
100-300	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 0 0 0 0 0	0 0 0 0 0 0	0 5 1 0 0 6	0 6 0 0 0 6	0 17 0 0 0 17	0 4 0 0 0 4	0 37 1 0 0 33
Итого	Фонтан ЭЦН ШГН Газлифт Прочие Всего	0 15 3 0 0 18	0 78 17 0 0 95	0 123 30 0 0 153	0 101 22 0 0 123	0 150 20 0 0 170	1 37 1 0 0 39	1 509 93 0 0 603

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

К0 = (Q/ - Q//) / (p2// - p2/). (1)

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита - ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при снижении динамического уровня, то образовалась забойная трубка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количкстве в насос. При этом обычно поступается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.

2.5 Подбор УЭЦН к скважине

Межремонтный период работы скважин с установками ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонефтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и т.д.) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приёме. А так как основным осложнением является высокое обводнение скважинной продукции, вследствие этого образуется водонефтяная эмульсия с высокой вязкостью, но в то же время уменьшается газосодержание.

2.5.1 Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования УЭЦН к скважине

Ph = 860 кг/м3 m/м3 - плотность нефти

Обводненность (объемная) в = 92%

Газовый фактор Гпло = 50 нм3/м3

Плотность воды Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3

Объемный коэффициент нефти Вн = 1,16

Давление насыщения Рнас = 8,6 МПа

Пластовое давление Рпл = 18,2 МПа

Глубинные залегания пласта Lф = 1700 м

Коэффициент продуктивности Кпр =0,78 м3/сут.от

Буферное давление Рб = 2,7 МПа

Дебит (жидкость) проектным Qш = 75 м3/сут.

Диаметр лифта d = 2,5 4

Температура пласта tпл = 40 0

Плотность газа Рr = 1,2 кг/м3

Забойное давление 80 отм = 8,6 МПа

Тип ЭЦНМ5-80

Подача на оптимальном режиме при работе на воде Qбо = 85 м3/сут. Давление на оптимальном режиме при работе на воде Рбо = 12МПа. Число ступеней z = 354

Расчет

Плотность пластовой жидкости:

(2)

где Рн.с. - плотность сепарированной нефти

Рн.с. = 860 кг/м3

Рr - плотность газа

Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3

Гпло - пластовой газовой фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рв - плотность воды

Рв = 1120 кг/м3

В - объемная обводненность, доли единицы

В = 0,92

Вн - объемный коэффициент нефти

Вн - 1,16



м3

Забойное давление принимает равное давлению насыщения

Рзаб = Рнас = 8,0 МПа

Определяем дебит нефти

(4)

где Кпр - коэффициент продуктивности

Кпр = 7,8 м3/сут МПа

Рпл - пластовое давление

Рпл = 18,2 МПа

Рзаб - забойное давление

Рзаб = 86МПа

Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5)

Определяем работу газа в лифте Lr

где dn - диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм

dn = 2,5 4

Гпло - пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рб - буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Рнас - давление насыщения

Рнас = 8,6 МПа

Определить давление развиваемое насосом

Рн при Рвпх = Рвх = Рпл

Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл - Рзаб (7)

Где Lф - глубина пласта,

Lф = 1694,4 м

Рпл - удельный вес пластовой жидкости

Рпл = 1090 m/м3

Рб - буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Lr - работа газа в насосно-компрессорных трубах

Lr = 12, 7 м

Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа

Определить коэффициент давления Кр

(8)

где Рн - давление разбиваемое насосом

Рн = 12,43 МПа

Кz = поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени z

Z=354

Кz = l0, 185

Кр =

Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях лирника qж

Qж = Qm/Qво (9)

Где Qm = проектный дебит (жидкость)

Qm = 75 м3/сут

Qво - относительная подача подбираемого насоса при работе на воде

Qво = 84 м3/сут

Qж = 75/84 = 0,89

Определить коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности

(10)

где Ввх - газасодержание

Ввх = 0,1

Вн - объемный коэффициент

Вн = 1,16

в - объемная обводненность

в = 0,92

Гпло - пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/ м3



3

Определить давление на входе в насос Рвх

Рвх = l Рнас (11)

Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа

Определить глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое

6 (12)

где Lф - глубина занимания пласта (фильтра)

Lф = 1694,4 м

Рзаб - забойное давление

Рзаб = 8,6 МПа

Рвх - давление на входе в насос

Рвх = 5,33 МПа

Р - удельный вес пластовой жидклсти

Р = 1090

6 = 1388,6 л

Выбираю установку УЭЦН-80-1200 исходя из оптимального режима при обеспечении производительности установки.

Qж.фак = 75 м3/сут



(13)

Таким образом коэффициент подачи установки находится в области оптимального режима эксплуатации, которым рекомендуется от 0,8 -1,2

2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН

Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2.

Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН

№ скв	Тип УЭЦН	Н	Кпод	Ндин	Рпл	Рзаб	%в	Qн	Qв
934	УЭЦНA5-60-1200	1450	0,63	1385	157	50	88	75	73,3
936	УЭЦНA5-60-1200	1400	1,33	326	153	119	94	172	193,5
956	УЭЦНM5-125-1300	1370	1,4	441	195	131	97	25	22
1210	УЭЦНA5-30-1250	1410	0,9	990	165	63	82	30	24,3
2705	УЭЦНA5-30-1250	1460	1,13	963	145	67	78	45	33,4
4120	УЭЦНA5-60-1350	1460	0,8	825	169	83	68	130	153,4
4160	УЭЦНM5-125-1200	1220	1,04	270	203	158	100	10	9,7
4175	УЭЦНA5-25-1000	1200	2	421	176	123	88	145	163
4147	УЭЦНM5-125-1300	1420	1,22	536	185	130	97	80	81
4182	УЭЦНA5-60-1200	1050	1.5	284	96	79	88	100	104,4
4190	УЭЦНM5-80-1200	1460	1,25	801	166	' 93	97	90	100

Для высокообводненых скважин с содержанием воды 80% и более забойное давление оптимальное равно 115атм.

Скважины (936, 956, 4147, 4190 ) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи превышает оптимальной области, забойное давление выше оптимального значения. Но из-за высокой обводнености продукции (94-97%) нет смысла увеличивать производительность насоса.

Скважины (4175, 4182) работают с забойным давлением равным оптимальному забойному давлению, но коэффициент подачи насоса у них (1,5-2) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах рекомендовано произвести замену насоса большей производительностью:

ЭЦНА5-25-1000 на ЭЦНА5-80-1200

ЭЦНА5-60-1200 на ЭЦНА5-80-1200

Скважина 4120 по коэффициенту подачи (0,8) приближенна к критической (0,75), забойное давление значительно ниже оптимального. Значит, данную скважину следует переводить на иной механизированный способ добычи.

Скважина 934 аналогична скважине 4120

Скважина 4160 подлежит ликвидации, либо перевод на нагнетательную скважину, из-за высокой обводнённости добываемой продукции (100%)

Скважины (1210, 2705) по коэффициенту подачи соответствуют оптимальному коэффициенту, но с низким забойным давлением от оптимального забойного давления. Скважины следует перевести на другой механизированный способ.

2.7 Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН

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.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.

Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего Ф, при этом за счет увеличении скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потоки. Однако при этом необходимо оценивать величину роста г/д потерь в подъемном лифте и его влиянию на рабочую характеристику ЭЦН.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применятся различные методы: промывка скважин растворителям (например дистиллятом, реагентом СНПХ-7870производства ОАО «нефтепромхим»); ввод в продукцию скважин ингибиторов парафино-отложений (диспергаторов); подогрев продукции скважин станционарными электронагревателями или периодический подогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных установок периодическая механическая очистка НКТ специальным скребнем с применением геофизического подъемника, например скребнем протяжкой.

Анализ промысловых данных показывают, что наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки, с точки зрения технологической и экономической эффективности является применение НКТ с защитным покрытием, в частности DPS и ПЭП-585 производства БМЗ. НКТ с полимерным покрытием успешно применяется скважин парафинящегося фонда эксплуатационных ЭЦН.

Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.

Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.

Перспективным средством защиты от отложений солей в ЭЦН является применение рабочих колес ЭЦБН из угленапыленного полеамида, который имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает г/д характеристики насоса.

Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора адсорбируется на поверхности микрочастиц солей.

На промыслах основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкреол, СНПХ-5312,5313 путем обработки ПЗ скважин. Однако, необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов на солеотложения на количества свойства продуктивных пластов исследованию пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.

2.8 Освоение скважин оборудованных УЭЦН после ПРС

Освоение скважины оборудованием УЭЦН после подземного ремонта - основная технологическая операция в процессе эксплуатации ЦБН.

От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудования и кабеля.

ЭЦН в период освоения скважин работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удельным весом.

Поэтому, даже при откачке уровня жидкости и скважины на величину напора насоса пласт не полностью включается в работу. При глушение задавочная жидкость проникает в ПЗ скважин образуя водонефтяную эмульсию водность которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водо-нефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода ЭЦН на заданный технологический режим работы.

Выше изложенные причины приводят к тому, что в момент освоения ЭЦН срывает подачу, несмотря на то, что эта же установка стабильно работала до подземного ремонта.

Кроме того, при освоении скважины вреднее влияние оказывают следующие факторы:

ухудшение охлаждения двигателя из-за откачки жидкости из ствола скважины, когда приток из скважины менее.

Большая загрузка электродвигателя по мощности в следствии откачки задавочной жидкости имеющий высокий удельный вес и низкие смазовающие свойства.

Из-за остаточной водо-нефтяной эмульсии в стволе скважин остающийся после глушения в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине - вероятность работы насоса с обратным вращением.

Пуск установок в работу без учета перечисленных фактов, осложняющих условия работы ЭЦН в первоначальный период, приводит к выходу их из строя за несколько часов или суток работы.

Двигатель, изоляция которого была перегрета при освоении, снижает продолжительность срока службы в несколько раз.

Для исключения вышеизложенного устанавливаются дополнительные требования и запуску скважины после подземного ремонта, что является основной технической операцией по работе с УЭЦН после подземного ремонта.

В основе этой операции заключается зависимость между производительностью насоса ЭЦН и перепадам Р1, которое создается на пусковом штуцере.

Диаметры проходных сечений штуцеров рассчитываются в зависимости от типоразмеров установки.

При пуске ЭЦН в работу должны иметься данные:

-типоразмеры установки;

-тип ПЭД его номинальный ток и напряжение;

-диаметр пускового штуцера;

-глубина спуска установки;

-диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

-удельный вес и объем жидкости глушения;

-статический уровень глушения скважины.

После запуска необходимо дождаться появления подачи и одновременно контролировать с помощью эхолота снижение динамического уровня.

Время необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки от статического уровня и рассчитывается по формуле:

Т=НСТ Х КНКТ / QПОЛ

где Т-время, необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска и установки,с; НСТ - статический уровень, м

КНКТ - коэффициент, зависящий от объема 1п.м. НКТ, равный 2л/л для НКТ Ф2" или 3л/м - для НКТФ3"