Файл: Курсовой проект по дисциплине скважинная добыча нефти на тему обоснование выбора рационального способа подъема жидкости при эксплуатации скважин на.docx

2. 1   2   3   4   5   6   7   8

---

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНОГО СПОСОБА ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ЮРУБЧЕНО - ТОХОМСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1 Анализ работы устьевого и внутрискважинного оборудования на месторождении

На 01.01.2018 г на месторождении в действующем специальном фонде добывающих скважин находятся в эксплуатации 24 ед., основу которых составляют скважины с фонтанной устьевой арматурой, а также 2 скважины оборудованы УЭЦН. Само месторождение Юрубчено-Тохомское находится на первой стадии разработки и характеризуется высокими среднесуточными дебитами по нефти, а также ежегодно увеличивающимся общими объемами добычи за счет ввода в разработку новых скважин. При этом к 2021-2022 гг руководством компании недропользователя планируется достичь максимальных проектных показателей в добычи нефти на месторождении, а именно:

- среднесуточный дебит новых скважин 125 т/сут по нефти;

- среднесуточного дебита скважины по нефти 102 т/сут;

- максимальная годовая добыча в объемах 1,4 млн. т нефти и 2,5 млрд. м³ газа.

По месторождению проводят различные геолого-технические мероприятия, связанные с эксплуатационным фондом скважин, так за период 2015-2017 гг в фонде специальных скажин всего пробурено 17 скважин введено в эксплуатацию 15 добывающих скважин и 2 нагнетательные, при этом в среднем в 1-2 находятся в консервации, 3-4 ожидаю вывод на режим после бурения, а также 1-2 пребывают в ремонтном фонде по причине различных осложнения в добычи нефти и газа по месторождению. В свою очередь режим работы фонтанной скважины регулируют устьевым штуцером, скважины исследуют глубинными приборами, спускаемыми через фонтанный лифт до забоя. Перед подземным ремонтом требуется глушить (задавить) фонтан глинистым раствором или пластовой (соленой) водой.

В целом среднесуточный дебит действующих добывающих по нефти скважин составляет 68 т/сут, обводненность скважинной продукции – 15%. В среднем в год вводятся 5-7 новых добывающих скважин и 1-2 нагнетательные. Дебит новых скважин в среднем составляет 85-100 т/сут по жидкости, все подобные скважины работают в фонтанном режиме эксплуатации.

---

Однако при этом по мере эксплуатации среднесуточные дебиты скважин постепенно снижаются, так если добывающих скважин находятся в работе 1-2 года, то по данным ГИС средние дебиты таких скважин составляют 84 т/сут по нефти, с обводненностью менее 10%, немного другие показатели эксплуатации у скважин, что в эксплуатации уже 4-5 лет и более (около 20% фонда всех скважин), так среднесуточные дебиты таких скважин по нефти составляют 54 т/сут с обводненностью продукции в 24%.

На Рисунок 3 .5 и в Таблица 3 .4 приведены данные по среднесуточным дебитами нефти в зависимости от срока эксплуатации скважин.



Рисунок 3.5 - Данные по среднесуточным дебитам нефти

Таблица 3.4 - Данные по работе добывающих скважин в зависимости от срока их эксплуатации в условиях месторождения

Показатель	Срок эксплуатации добывающих скважин
	1-2 года	2-3 года	3-4 года	4-5 лет	5 лет и более
Кол-во скважин, ед.	10	5	4	3	2
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут	84	78	72	65	54
Среднесуточный дебит по жидкости, т/сут	93	88	85	79	71
Обводненность, %	9	12	15	18	24

В первую очередь такая статистика продиктована снижением возможности вести извлечение недр за счет естественной энергии пласта, а не только различными осложненными в добычи, такими как механические примеси в добываемой продукции, проблема парафиноотложений на стенках скважин и другого добывающего оборудования и т.д. Поэтому по месторождению часть фонда добывающих скважин планово переводят под механизированную добычу

---

, в основном это касается скважин, находящихся в эксплуатации 3-5 лет.

Рассмотрим перевод добывающих скважин на эксплуатацию под УЭЦН на примере скв. № 15 Юрубчено-Тохомского месторождения. Так скважина введена в разработку в 2014 г, стартовые показатели добычи составили 68 т/сут по нефти, с обводненностью в 6,8%, Pпл=20,5 МПа, газосодержание нефти составило 185,7 м3/т. По мере дальнейшие эксплуатации скважине динамические показатели добычи за 3,5 года изменились и составили 48 т/сут по нефти и 56 т/сут по жидкости, по данным ГИС на 01.06.2017 г пластовое давление составило 16,8 МПа, газосодержание нефти – 92,8 м3/т.

Динамику показателей эксплуатации скважины приведем на Рисунок 3 .6 и в Таблица 3 .5.



Рисунок 3.6 - Динамика показателей эксплуатации скважины

Таблица 3.5 - Показатели эффективности работы добывающей скважины № 15 Юрубчено-Тохомского месторождения

Показатель	При пуске скв.	На 01.06.2017	Разница, +-(%)
Дебит по нефти, т/сут	68	48	-20 (-29,4)
Дебит по жидкости, т/сут	73	57	-17 (23)
Обводненность, %	6,8	15,8	+9
Газосодержащие доб. нефти, м3/т	185,7	92,8	92,9 (50%)
Пластовое давление, МПа	20,5	16,8	3,7 (18)

Как итог по скважине отмечается снижение технологических показателей добычи, так пластовое давление снизилось на 18%, газосодержание добываемого потока на 50%, что в итоге привело к снижению общей добычи, если за 2015 г по скважине было добыто около 20 тыс. т нефти, то за 2017 г общая добыча составила около 15 тыс. т нефти (на 25% меньше в сравнении с добычей в 2015 г). В соответствии с этим можно сделать вывод, что по скважине отмечается снижение эффективности ведения добычи при фонтанном режиме эксплуатации скважине, учитывая, что проектные показатели по добывающим скважинам составляют около 68 т/сут по нефти в среднем с одной скважине, то руководством компании недропользователя было принято решение о переводе скважине под механизированную добычу, с применением УЭЦН. Рассмотрим далее основные принципы работы УЭЦН и перевода скважины под данный тип добычи.

---

---