Файл: Анализ эффективности применения гтм на ОреховоЕрмаковском месторождении по дисциплине Проектирование техники и технологии добычи нефти по разделу Методы интенсификации нефтеотдачи и воздействия на пласт.docx

Решение:

1. 
   Определить дебит скважины по уравнению притока при n = 1 по формуле:
   

(1)

2. 
   Выбрать оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности:
   

Р = 3,0 МПа при n > 50%

3. 
   Глубину спуска насоса определить из условия обеспечения оптимального необходимого давления на приеме насоса:
   

(3)

где ρ - плотность смеси, определяется:

кг/м³

4. 
   Выбрал диаметр труб по графику (стр. 138 А.М. Юрчук «Расчеты в добыче нефти», в зависимости от их пропускной способности и КПД: 33 мм (потеря напора+дебит скважины)
   

5. 
   Вычислить потребный напор:
   

где h - потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять h = 20…40 м.



где d - внутренний диаметр НКТ, м

6. 
   Определим группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны 140 мм – группа насоса 5, диаметр насоса 92 мм.
   

7. 
   Подобрать оборудование, пользуясь справочной литературой и таблицей
   

УЭЦН5-80-1200

Подача 60-115 м3/сут

Напор 675-1290 м (для эффективной работы насоса уберем 26-27 ступеней)

КПД 51,5%

КПБП 3х10 (кол-во жил, сечение жил)

8. 
   Выписать типоразмеры оборудования в таблицу 3.1, согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащита, станция управления, трансформатор, кабель и др.
   

Таблица 3.1

Типоразмер насоса	Двигатель	Кабель	Гидрозащита	Трансфор-матор	Станция управления
УЭЦН5-80-1200	ПЭД-20-103	КПБП 3х10	ГЗН-92	ТСБЗ-100	Алнас

---

Проверить соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя .

(5)

где - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите Q.

9. 
   Определить необходимую длину кабеля:
   

(6)

где - расстояние до станции управления ≈ 100 м

10. 
    Проверить возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.
    

10.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

(7)

где D - диаметр электродвигателя, мм;

D - наружный диаметр насоса, мм;

h - толщина плоского кабеля, мм;

S – толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.

10.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:

(8)

где d - диаметр муфты НКТ, мм;

d - диаметр плоского кабеля, мм.

---

3.3 Мероприятия, направленные на увеличение МРП при механизированной добыче

МРП (межремонтный период) работы скважины - это период фактической ее эксплуатации между последовательно проведенными текущим и подземным ремонтами, он рассчи­тывается в сутках, отдельно по скважине, по нефтепромыс­лу, в целом по НГДУ за квартал, полугодие или год.

Чтобы увеличить МРП работы скважины, нужно обеспечить работу скважины на установленном технологическом режиме. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин, автоматизация и механизация трудоемких процессов.

Главным образом МРП зависит от следующих условий:

- Правильный подбор насосной установки к данной скважине

- Качественная подготовка скважины к эксплуатации (промывка забоя, шаблонирование колонны)

- Качественная подготовка оборудования (кабель, двигатель, насос, газосепаратор)

- Качественный спуск установки в скважину

- Качественный вывод установки на режим.

Известно, что для повышения надежности и долговечности УЭЦН нужно:

1. Насос должен иметь износостойкие рабочие органы. Преждевременный выход из строя установки в 20% случаев обусловлен износом трущихся деталей насоса

2. Двигатель должен быть термостойким. Анализ причин отказов при выводе на режим УЭЦН показывает, что большинство отказов происходят по причине перегрева двигателя. Перегрев двигателя вызван его неэффективным охлаждением (высокая температура, недостаточный приток пластовой жидкости в скважине). В результате перегрева, в полости двигателя появляется газ, который образован продуктами разложения масла. Газ ухудшает свойства масла в двигателе, вызывает отказ гидрозащиты.

3. Известно, что 20 % отказов УЭЦН так или иначе, связаны с надежностью кабельных линий. Высокая пластовая температура, теплоотдача насоса, двигателя отрицательно влияют на долговечность кабельного удлинителя. Поэтому его долговечность определяется термостойкостью материала изоляции.

Основные пути по увеличению межремонтного периода работы скважин, при механизированной добыче, можно разделить на пять основных групп:

- снижение ремонтов по причине солеотложений;

- снижение ремонтов по причине засорения;

- повышение качества освоения скважин после ремонта

---

;

- снижение ремонтов по причине образования АСПО.

4 Специальная часть

4.1 Анализ эффективности применяемых методов

В эксплуатации находится основной объект ЮВ₁¹ (основная залежь).

Для повышения и восстановления продуктивности скважин на объекте проводились мероприятия по гидроразрыву пласта (ГРП), обработки призабойной зоны кислотными составами и ремонтные работы (КРС, ПРС).

В период пробной эксплуатации (2001-2003 гг.) ГТМ не проводились. Всего за период 2007-2012 гг. проведено 20 геолого-технических мероприятий. Дополнительная добыча нефти с учетом переходящего эффекта от проведенных ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение КИН за период 2007-2012 гг. равна 65.4 тыс.т, что составляет 9% от общей добычи нефти за данный период (720 тыс.т) и является хорошим показателем эффективности. Средняя технологическая эффективность составила 3.3 тыс.т дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию.

Без учета ГРП при вводе скважин из освоения и дополнительной добычи по ним, количество ГТМ за весь срок составляет 20 с дополнительной добычей 65.4 тыс.т. (в соответствии с рисунком 4.1)



Рисунок 4.1 - Распределение добычи нефти от проведения различных видов ГТМ
Количество дополнительно добытой нефти рассчитано на основе анализа работы скважины до и после проведения мероприятия. В качестве базового параметра использовались данные за предыдущий месяц работы скважины до проведения ГТМ.

Эффект от проведения ОПЗ и оптимизаций во время продолжающегося эффекта от ГРП полностью распределялся на ГРП. Окончанием времени эффекта считался месяц, после которого в течение трех месяцев подряд дебит нефти после мероприятия равнялся базовому (до ГРП), либо был ниже базового.

4.2 Гидравлический разрыв пласта

Согласно предоставленной отчетности работы по гидроразрыву пласта проводят компании «Halliburton», «Newco», «Schlumberger», «МеКаМинефть» и «Катобнефть». .

В качестве расклинивающего агента используется проппант производства «Боровичи» марок 16/30, 16/20, 20/40, реже «Fores», «Ceramax». На завершающей стадии использовался проппант «RCP» в 58% скважин.

Для объекта ЮВ₁¹ (основная залежь) Ореховской площади мероприятия по гидроразрыву пласта можно условно разделить на три группы:

---

I. Проведенные при освоении скважин;

II. Проведенные после некоторого периода эксплуатации;

III. Повторно проведенные на одних и тех же скважинах.

Из 53 скважин, учувствовавших в добыче нефти, 45 скважин были введены в разработку одновременно с ГРП. Добыча нефти по данным скважинам в период 2001-2012 гг. составила 630.5 тыс.т. Средние дебиты за весь период эксплуатации составили по жидкости 38.3 т/сут, по нефти – 28.9 т/сут.

Поскольку скважины вводились с ГРП и, следовательно, информация по первоначальной добыче отсутствует, оценить эффективность проведения мероприятия по таким критериям как изменение дебита, длительность эффекта, величина обводненности до и после операции крайне затруднительно.

В процессе эксплуатации скважин проведено 16 скважино-операций по ГРП, дополнительная добыча нефти составила 65.1 тыс.т.

Повторно ГРП проведено на восьми скважинах (109, 124, 130, 221, 351, 352, 421, 424), дополнительная добыча нефти составила 43.1 тыс.т. По скважинам с единичным ГРП в процессе эксплуатации средняя технологическая эффективность составила 3.1 тыс.т дополнительно добытой нефти на 1 скважино-операцию, то при повторном ГРП средняя технологическая эффективность выше и составила 4.8 тыс.т. [2].

Трижды мероприятие по гидроразрыву пласта проведено на скв. 351.

Технологическая эффективность повторных ГРП выше по причине проведения большеобъемных ГРП и расположения данных скважин в южной, более продуктивной, части Ореховской площади.

Начальный дебит нефти на скважинах, введенных из бурения, в 2 раза больше, чем на переходящем фонде.

Средний пусковой дебит нефти на скважинах, введенных с ГРП из бурения, составил 46.9 т/сут. Средний темп падения дебитов нефти в первые пол года работы составил 30% (2.3 т/мес). Обводненность также снижается, в среднем на 1.6% в месяц.

С целью оценки начальных дебитов нефти и динамики падения добычи нефти на скважинах с ГРП при вводе из бурения и переходящем фонде построены нормированные графики – приведенные к одной дате (в соответствии с рисунком 4.2- 4.3).


Рисунок 4.2 - Нормированный график изменения средних дебитов нефти, жидкости и обводненности продукции скважин с ГРП при вводе из бурения

---