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

Однако итоговое решение перевода скважин под УЭЦН принимается в зависимости от технологических показателей добычи (пластовое давление, дебит скв., газосодержание в доб. потоке и т.д.). На Рисунок 3 .8 приведем примерную статистику фонда скважин, что будут оборудованы ЭЦН в период 2020-2025 гг согласно принятому проекту на разработку месторождения.



Рисунок 3.8 - Проектные данные эксплуатационного фонда скважин

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Месторождение Юрубчено - Тохомское находится на первой стадии своей разработки и характеризуется стабильно высокими показателями по дебиту и среднегодовой добычи, так среднесуточный дебит новых скважин составляет около 90-95 т/сут по нефти, а в по всему месторождению – 68 т/сут по нефти. На 01.01.2018 г, действующий добывающих фонд скважин составляет 24 ед, при этом 22 скважины работаю в фонтанном режиме эксплуатации (2 скважины оборудованы УЭЦН). Так, согласно текущем проект на работу основу устьевого и внутрискважинного добывающего оборудования до 2021-2022 гг будет составляет именно фонтанная арматура, обуславливается это хорошими темпами разработки месторождения и высокими дебитами новых скважин.

Текущее состояние эксплуатации добывающего фонда скважин месторождения в целом удовлетворительное, по месторождению проводятся различные мероприятия по борьбе с осложнениями в его разработке, такие как борьба с парафино- и гидратоотложениями, коэффициент эксплуатации скважин составляет примерно 0,84 (проектные данные – 0,93), средний МРП скважин – 186 суток (проектный 210 суток).

Однако по мере дальнейшей разработке месторождения и исчерпания возможности ведения добычи только за счет естественной энергии пласта по добывающим скважин необходимо рассмотреть возможность перевода их механизированную добычу.

Так на 01.01.2019 около 20-25% фонда скважин с фонтанной устьевой арматурой работает ниже проектных показателей добычи (68 т/сут по нефти), с средним снижением пластового давления в дренируемой зоне на 20% и газосодержания в добываемой продукции на 50%. Средний дебит таких скважин около 45-50 т/сут по нефти, в соответствии с этим именно по таким скважинам в первую очередь необходимо рассмотреть возможность их перевода под УЭЦН.

---

Отсюда на примере 2-х добывающих скважин (№№ 15, 17) подробно описан процесс перевода, подготовки и запуска скважин под эксплуатацию с УЭЦН в период 2017-2018 гг с соответствующими технологическим и экономическим расчетами. Так, до перевода скважин под механизированную добычу за период 2014-2017 гг среднесуточный дебит скважин снизился с 67 т/сут по нефти до 47 т/сут (на 28,5%), пластовое давление в дренируемой зоне снизилось на 21% (с 20-21 МПа до 16,5 МПа), газосодержание в потоке сократилось на 50% и составило 92-95 м3/т. Скважины имели одни из самых низких показателей по годовой добыче по всему месторождению (13,5 тыс. т нефти в год в среднем на скважину). В сравнении с проектными показателями по месторождению в целом среднегодовая добыча составляет около 28-29 тыс. т в год по нефти.

Отсюда в период 2017-2018 гг обе скважины были оборудованы УЭЦН (ЭЦНАК5А – 80 – 1700 с электродвигателем ПЭД56 – 117МВ5 и гидрозащитой 2Г(Т)5А7), так к 01.01.2019 среднесуточные дебиты скважины по нефти увеличились на 9,5 т/сут (около 20%), обводненность сократились на 3,2%, а общий дебит за год с двух скважин составил около 35 тыс. т по нефти. Дополнительная добыча оценивается в диапазоне 7,5-7,6 тыс. т.

В соответствии с этим в работе выполнены экономически расчеты по проекту перевода скважин под УЭЦН. Так чистая прибыли предприятия составила около 59 млн. рублей, снижение себестоимости нефти добычи 1 т нефти составило 12,5%, общая выручка от реализации проекта для компании недропользователя составила около 110 млн. руб. по двум скважинам.

Как итоге проект оптимизации работы устьевого и внутрискважинного добывающего оборудования можно признать успешным и в дальнейшем можно рекомендовать проводить аналогичные мероприятия по другими подобным добывающим скважинам.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти Федоровского месторождения. – Тюменское отделение «Сургут-НИПИнефть», Тюмень, 2014 г.
   
2. 
   Проект разработки Федоровского месторождения. – Тюмень: Тюменский филиал «СургутНИПИнефть», 2014.
   
3. 
   Подсчет геологических запасов нефти и газа Федоровского месторождения. – Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2010 г.
   
4. 
   Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов. – М.: Недра, 1986 – 300 с.
   
5. 
   Общая нефтяная и нефтепромысловая геология: учебник / Абрикосов И.Х., Гутман И.С. – М.: Недра, 2011. – 272 с.
   
6. 
   Борхович С.Ю. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебно-методическое пособие - Ижевск, 2005 г. – 52с.
   
7. 
   Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г. Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с.
   
8. 
   Хосанов Э. М., Кагарманов И. И., Пупченко И. Н. Особенности эксплуатации УЭЦН: учебное пособие. – Самара: ИД “РОСИНГ” 2006. - 216 c.
   
9. 
   Кузнецов Е.М. Электротехнологические установки для нефтедобычи: монография / А.Ю. Ковалев, Е.М. Кузнецов, В. В. Аникин; Минобрна- уки России, ОмГТУ; НОУ ВПО «АИПЭ». – Омск: Изд-во ОмГТУ, 2015. – 160 с.
   
10. 
    Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти : учебник для вузов : учебник для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности "Технология и комплексная механизация разработки нефтяных и газовых месторождений" / В. И. Щуров. - 3-е изд., стер., перепеч. с изд. 1983 г. - Москва : АльянС, 2009. - 509 с.
    

---

---