Анализ эффективности эксплутации скважин, оборудованных УЭЦН, в НГДУ "Повхнефть" на Поволжском месторождении

Автор: Пользователь скрыл имя, 18 Сентября 2011 в 10:59, курсовая работа

Описание работы

В основе всех способов механизированной добычи нефти лежит ввод в поток продукции энергии от внешнего источника. В настоящее время для этой цели можно использовать практически все известные формы энергии: сжатого газа (газлифт), тепловую ( термолифт), механическую ( ШСНУ), электрическую , гидравлическую и пневматическую . Последние три способа подвода энергии используют при эксплуатации скважин бесштанговыми насосами .

Содержание

Введение

1 Геолого – физические условия и состояние разработки

1.1 Общие сведения о Повховском месторождении

1.2 Коллекторские свойства пласта БВ8

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды пласта БВ8

1.4 Состояние разработки месторождения

1.5 Характеристика фонда скважин

2 Оценка эффективности применения УЭЦН

2.1 Принципиальное устройство УЭЦН

2.2 Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

2. 2 .1 Сравнение работы УЭЦН и ШСНУ

2.3 Анализ эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН в НГДУ“ПН”

за 6 месяцев

2.3.1 Динамика наработки на отказ скважинного оборудования УЭЦН и основные причины ремонтов

2.4 Пути оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН

3 Проверочные расчёты и подбор оборудования

3.1 Принцип упрощенного подбора УЭЦН (предложенный П.Д.Ляпковым) для случая, когда дебит жидкости скважины в стандартных условиях задан

3.2 Методика подбора оборудования и режима работы скважин,

оборудованных УЭЦН (Девликамовым В.В , Зейгманом Ю.В)

3.3 Промысловый расчет глубины спуска УЭЦН НГДУ “ПН” ЦДНГ-2

3.4 Выбор группы скважин и обоснование целесообразности

выполнения проверочных расчетов по подбору УЭЦН

4 Расчет УЭЦН и сопоставление фактических и расчетных параметров их работы

4.1 Оценка технологической эффективности подбора УЭЦН

4.2 Требования безопасности и охраны окружающей среды

Выводы

Список используемых источников

Работа содержит 1 файл

ПОВХНЕФТЬ УЭЦН.doc

— 678.50 Кб (Скачать)
ustify"> Таблица 1.2

 
          Параметр
 
БВ1/8
 
БВ2/8
 
БВ8
Продуктивность,10м3/сут * Мпа  

Гидропроводность,10м3/Па*с

 

Подвижность,10м2/Па*с

 

Проницаемость,мкм2

 

Пористость,%

 

Уд.продуктивность,10м3/сут*Мпа  х м

3,02  

59,57

 

0,031

 

0,032

 

19,6

 

0,215

1,15  

16

 

0,0124

 

0,0117

 

19,2

 

0,094

2,26  

38,4

 

0,0218

 

0,0238

 

19,3

 

0,136

 
 

        

  1.3  Физико – химические  свойства нефти,  газа, воды пласта 

 

 Пласт БВ8 Повховского месторождения

 

     Свойства  пластовой нефти залежи являются основными для  Нижневартовского свода. При погружении залежей давление и температура повышаются. Нефть  не донасыщена газом, давление насыщения  значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти. Свойства нефти – табл.1.3.1 и 1.3.2

 
 
 
 
 

     Нефть содержит в весовых  процентах  табл.1.3.1 и 1.3.2

 

Таблица 1.3.1

 
       Компоненты
 
БВ1/8
 
БВ2/8
Асфальтены,%  

Смолы силикагелиевые,%

 

Парафин,%

 

Сера,%

 

Т оС насыщения нефти парафином

 

Выход легких фракций при Т=300 оС     50%

 
2,09  

6,14

 

2,64

 

0,64

 

25,7

2,27  

6,26

 

2,11

 

0,57

 

23

 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1.3.2

 
                      Наименование
                 Индекс пласта БВ8
Количество  исследований скв. Диапазон измерения   Среднее  значение
Пластовое значение,Мпа 11 20-27 24,9
Пластовая  температура,С 11 81-88 84
Давление  насыщения,Мпа 11 10-14 12
Газосодержание,м3/м 11 85-98 90,9
Газовый фактор при условии сепарации,м3/т 2 __ 77,4
Объемный  коэффициент 11 1,2 –1,32 1,25
Объемный  коэф. При условии сепарации 2 ____ 1,202
Вязкость  нефти,МПа с 6 1,0- 1,6 1,13
Коэф.объемной упругости,1/МПа 10 11 10-13 12,39
 
 

Растворенный  в нефти газ  содержит в молярных процентах см. таблицу 1. 3. 3

 

Таблица 1.3.3

                          Компоненты БВ8
СО2

N2

Метан

Этан

Пропан

Бутан

Сероводорода  в составе газа нет

Плотность газа  Р=1,236 кг/м3

0,19

1,16

72

7,82

12,34

6,25

 

        Из этого видно, что нефти  Повховского месторождения легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые,  парафинистые.

        Пластовые воды относятся к  хлоркальциевому типу. Минерализация  – от 14 до 20,5г/л. Характеризуются значительным содержанием брома и ионов кальция. Содержание йода – 2,1 – 2,34 г/л, аммония – от 24,3 до 34,5мг/л. Величина рН - 0,8 – 7,2. Удельный вес – 1,016 г/см3. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана – 58,5%; азота – 1,128%; углекислого газа – 0,609%; гелия – 0,005%; тяжелых углеводородов 39,758

  

1.4  Состояние разработки  месторождения

 

    Пласт БВ8 Повховского месторождения

 

       Промышленная  разработка горизонта БВ8 началась в 1978году. Интенсивное разбуривание залежи привело к быстрому и резкому наращиванию объемов добычи нефти. До 1989 года бурение шло в основном на горизонт БВ8, запасы которого составляют 95% всех балансовых запасов Повховского месторождения. С 1979 года начинает осваиваться система внутриконтурного заводнения. Для системы ППД используются  подземные воды апт-альб-сенаманского водоносного комплекса.

       1986-87 годы характеризуются максимально  достигнутыми уровнями добычи  нефти (11232,8 и 11283,6 тыс.тонн),что  соответствовало 5,0-5,02% отбора в  год от начальных извлекаемых запасов нефти (Рисунок 2).

       С 1988 по 1994 годы отметилось неуклонное снижение  добычи нефти, и  нарастанием текущей  обводнённости. Принятие кардинальных мер по увеличению текущих отборов  жидкости в 1995-97 годах обеспечило стабилизацию добычи нефти и даже ее рост в 1997 году. Темп разработки горизонта БВ8 в 1997 году составил 2,28% от начальных извлекаемых запасов нефти, а по состоянию на 1.01.98 года из скважин с начала разработки было добыто 120242,3 тыс.тонн нефти или 23,7% от начальных балансовых запасов. Среднегодовая обводнённость добываемой продукции в 1997 году составила 55,9% (весовых).

Динамика основных показателей разработки пласта БВ8 Повховского месторождения

представлено  в табл.1.4.   На динамику отборов  нефти и жидкости значительное влияние оказали следующие факторы:

    • Во-первых, снижение дебитов скважин при переводе их с фонтанного способа на механизированную добычу в связи с ростом обводненности продукции. По скважинам пласта БВ1/8 осредненный потенциальный дебит в период их фонтанирования после перевода скважин на механизированный способ добычи составил половину от максимально достигнутого при фонтанном способе. С ростом обводненности продукции и снижением проводимости пласта почти в 4 раза сократился текущий дебит жидкости по скважинам после их перевода на мех.добычу. При этом рабочие депрессии на пласт выросли.

      Аналогичные показатели по скважинам, эксплуатирующим  менее продуктивный пласт БВ2/8: падение потенциальных дебитов в 1,5 раза при переводе на мех.добычу при одновременном росте обводнения в 4,2 раза.

    • Вторым существенным фактором является качественное  и количественное  изменение структуры ввода новых запасов. К 1987 году основная продуктивная часть запасов  нефти была уже введена в разработку и весь объем эксплуатационного бурения был перенесен в краевые области залежи, характеризующиеся низкими добывными возможностями, низкой степенью подключения запасов в разработку.

       Проведенный анализ показал, что возможности  по существенному приросту запасов  отсутствуют, а, следовательно, тенденция к падению добычи нефти сохранится и будет определяться темпом обводнения вовлеченных запасов.

       Некоторым фактором стабилизации добычи нефти  может являться бурение уплотняющей  сетки скважин на менее продуктивную часть горизонта БВ8. Поэтому центральная часть пластов БВ1/8 и БВ2/8  была разбурена по прямоугольной сетке плотностью 8 га/скв. Дальнейшее исследование  и экономические расчеты показали, что бурение уплотняющей сетки скважин на краевых зонах невыгодно, т.к. большинство новых скважин будет иметь дебит не более 7 м3/сут, что автоматически переводит их в бездействующий или малодебитный фонд.

       Поэтому было решено провести ряд геолого-технических  мероприятий с целью повышения  степени пласта воздействием. Так, для  вовлечения балансовых запасов, отличающихся худшими  продуктивными свойствами, в активную разработку с 1992 года по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал успешно применяться метод гидравлического разрыва пласта. Это позволило повысить дебит нефти обработанных скважин в 6.5 раза, сократить величину пассивных запасов, увеличить величину коэффициента эксплуатации скважин от 0,5 до 0,95.

       Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких экономических  показателей при продолжительности  эффекта 2-3года и создать базу для проведения ГРП в АО «Лукойл-Когалымнефтегаз» и других   районах.

 

 
 
 

                                           

 

        Рисунок 2 - График разработки  пласта БВ8 Повховского месторождения.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

                                   Динамика основных показателей разработки пласта БВ8 Повховского месторождения

 
Повх БВ8 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Qн, тыс.т 5113,6 6026,7 6783,8 9519,1 11322 11429 10914 9877 8296 6843 5795,1 5245,9 4925,4 4962,1 5045,1 5113,1 4854 4720,3
Nдс*10, шт 3850 6150 9170 12270 14910 16680 19510 20080 20330 20580 20600 21000 21330 19660 18630 19330 16380 15300
fв, % 5 11,3 14,4 14,6 18 22,6 26,7 30,5 29,3 30,8 36,7 34,9 38,6 41 42 45,9 48,4 49,6
Qж, тыс.м3 5384,8 6796,1 7923,8 11150 13803 14772 14892 14231 11732 9890,5 9157,7 8058,2 8026,3 8409,3 8698,7 9456,1 9412,6 9390,2
Qз, тыс.м3 9862 13900 15473 19625 22887 24610 26480 24125 23089 16979 14190 11452 11748 12390 14409 14564 11939 11900,8
Nнс*10, шт 1100 1790 3670 3460 4040 4680 5510 6020 6070 6100 6110 5990 5990 6090 6140 6300 4560 4340,9

Информация о работе Анализ эффективности эксплутации скважин, оборудованных УЭЦН, в НГДУ "Повхнефть" на Поволжском месторождении