ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.12.2023
Просмотров: 166
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа, воды
2.1. Текущее состояние разработки нефтяного Арланского месторождения
2.6 Процессы, происходящие в плате в результате эксплуатации скважин
3.1 Определение экономической эффективности при реализации проектируемого технического решения.
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
3.3 Расчет экономических показателей
Таблица 13 Экономическая эффективность проведения мероприятия закачки ББс
Бобриковская залежь введена в разработку в июле 2001г. пуском скв.№ 65 с начальным дебитом нефти 63,4 т/сут. Скважина вступила в работу фонтанным способом. По состоянию на 01.01.2017 г. объект находится на второй стадии разработки.
В период 2001 - 2006 гг. разработка залежи осуществлялась на естественном режиме 1-30 скважинами.
Закачка воды начата в 2006 г. вводом четырех нагнетательных скважин (скважины №№ 69, 78 ,211, 232). Освоение системы ППД продолжилось в период 2008 – 2017 гг. бурением нагнетательных скважин и переводом скважин из числа добывающих. В настоящее время восемь скважин числятся в действующем нагнетательном фонде (скв. №№ 69, 78, 205, 211, 225, 232, 237, 240).
Период 2001 - 2008 гг. характеризуется интенсивным нарастанием годовой добычи нефти вследствие активного разбуривания залежи и организации системы поддержания пластового давления. За это время пробурено 34 добывающие скважины.
Таблица 3 – Компенсация отборов закачкой по очагам нагнетания. Бобриковская залежь
| № нагн. скв. | № доб. скв. | Закачка текущая, м3/сут | Закачка накопл., м3 | Дебит жид-ти, м3/сут | Накопл. добыча жид-ти, м3 | Компенсация тек., % | Компенсация нак., % |
| 78 | 57, 65, 202, 203, 204 | 121 | 363966 | 187,8 | 714423,7 | 64,4 | 50,9 |
| 205 | 65, 202, 206, 207, 212, 213 | 160 | 249145 | 274,42 | 923485,2 | 58,3 | 27,0 |
| 211 | 64, 219, 220, 206, 212, 213 | 316 | 755286 | 272,6 | 907292,2 | 115,9 | 83,2 |
| 232 | 102, 227, 228, 233, 234, 238 | 235 | 578667 | 240,4 | 773507 | 97,8 | 74,8 |
| 69 | 229, 234, 235, 236, 239 | 297 | 644508 | 204,9 | 667632 | 144,9 | 96,5 |
Закачка ведется в приконтурные зоны скважины и не исключен отток нагнетаемой воды в законтурную область, который может достигать 30 %. Стоит отметить, что анализ динамики пластового давления показал, что между бобриковским и радаевским объектами, существует гидродинамическая связь, а так же возможность увеличения доли участия тульского пласта в совместных скважин по причине большего по сравнению с бобриковским пластового давления.
Практически весь фонд нефтяных скважин добывает безводную нефть, кроме скважин №№ 202, 219, 236, 238, 239 появление воды в которых обусловлено продвижением контура ВНК внутрь залежи, продвижение которого в свою очередь интенсифицируется работой приконтурных нагнетательных скважин системы ППД.
2.2 Анализ состояния фонда скважин
Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017г. приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 01.01.2017г
| Наименование | Характеристика фонда скважин | Количество скважин пласт Бб |
| Фонд добывающих скважин | Пробурено Возвращено с других г-тов Всего В том числе: Действующие из них фонтанных ЭЦН Бездействующие В освоении после бурения В консервации Переведены под закачку Переведены на другие горизонты Ликвидированные Контрольные | 33 0 13 13 0 13 0 0 0 0 0 0 0 |
| Фонд нагнетательных скважин | Пробурено Возвращено с других горизонтов Переведены из добывающих Всего В том числе: Под закачкой Остановлены в текущем году Бездействующие В освоении после бурения В консервации В отработке на нефть Ликвидированные Наблюдательные | 9 0 0 9 0 0 0 0 0 0 0 0 |
Технологический режим работы нефтяных скважин Бобриковксого Арланского пласта месторождения на 01.01.2017 года приведен в табл. 5 и 6.
На 1.01. 2017 г. добывающий фонд бобриковского пласта составляет 33 скважин. Все скважины в работе.
Средний дебит скважин по нефти равен 29 т/сут. Дебит скважин по жидкости от 12 до 100 м3/сут. Средний дебит скважин по жидкости равен 35,6 м3/сут.
Таблица 5 Распределение скважин по дебиту нефти на 01.01.2017 г.
| Дебит нефти, т/сут | от 2 до 5 | от 5 до 10 | от 10 до 50 | >50 | Число дейст.доб скважин |
| кол-во | 2 | 5 | 25 | 1 | 33 |
| % | 6,1 | 15,2 | 75,6 | 3,1 | 100 |
Таблица 6 Распределение скважин по обводненности на 01.01.2017 г. приведено в таблице ниже:
| Обводненность, % | до 2 | от 2 до 20 | от 20 до 50 | от 50 до 90 | Число дейст.доб скважин |
| кол-во | 14 | 13 | 2 | 4 | 33 |
| % | 42,4 | 39,4 | 6,1 | 12,1 | 100 |
Эксплуатация скважин осуществляется механизированным способом. В зависимости от глубины спуска насоса, напора и дебита скважины по жидкости, в высокодебитных скважинах применяются установки электроцентробежных модульных насосов: УЭЦНМ5-50-1700, УЭЦНМ5-50-2000, УЭЦНМ5-20-1800, УЭЦНМ5-20-2000, УЭЦНМ5-80-1550, УЭЦНМ5-80-1800.
75% скважин работают с обводненностью от 1 до 8 %. 25 % фонда имеет обводненность от 60 до 98 %.
На Арланском месторождении все 33 добывающие скважины бобриковской залежи эксплуатируются установками электроцентробежных насосов, поэтому повышение эффективности добычи нефти с помощью УЭЦН является особо актуальной задачей.
В зависимости от глубины спуска насоса, напора и дебита скважины по жидкости, в скважинах применяются установки электроцентробежных модульных насосов: УЭЦНМ5-20-2000, УЭЦНМ5-25-2000, УЭЦНМ5-30-1650, УЭЦНМ5-30-1700, УЭЦНМ5-30-1800, УЭЦНМ5-30-1850, УЭЦНМ5-30-2000 УЭЦНМ5-35-1950, УЭЦНМ5-35-2000, УЭЦНМ5-45-1600, УЭЦНМ5-45-1750,УЭЦНМ5-45-1800, УЭЦНМ5-45-1950, УЭЦНМ5-50-1550, УЭЦНМ5-50-1700,УЭЦНМ5-50-2050, УЭЦНМ5-50-2150, УЭЦНМ5-60-1700, УЭЦНМ5-60-2000, УЭЦНМ5-60-2200, УЭЦНМ5-80-2000, УЭЦНМ5-80-2100.
Необходимо правильно подобрать типоразмер УЭЦН к конкретным скважинам, для обеспечения надёжного вывода на режим и последующей работы. Большой ассортимент применяемых УЭЦН говорит о том, что для каждой скважины подбирался наиболее подходящий для нее насос.
Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2.
Таблица 7 - Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН
| N скв. | Тип нас. | Разм | n. | Kпод. | Ндин. | Рзаб. проект | Pзаб. | Qн. | Qж. |
| мм | д.ед | м | МПа | МПа | т/с | м3/с | |||
| 64 | ЭЦН | 35 | 1950 | 1,3 | 848 | 12 | 12,9 | 37,7 | 46,9 |
| 65 | ЭЦН | 30 | 1800 | 1,7 | 602 | 12 | 13,1 | 43,96 | 51,7 |
| 102 | ЭЦН | 45 | 1600 | 1,4 | 800 | 12 | 12,1 | 51,2 | 62,4 |
| 202 | ЭЦН | 80 | 2000 | 1,1 | 1376 | 12 | 12,1 | 38,9 | 91,6 |
| 203 | ЭЦН | 30 | 2000 | 1,6 | 1105 | 12 | 12 | 38 | 47,1 |
| 204 | ЭЦН | 50 | 2050 | 1,0 | 1750 | 12 | 11,9 | 40,4 | 48,2 |
| 207 | ЭЦН | 30 | 1850 | 1,4 | 1156 | 12 | 12,4 | 35 | 42,4 |
| 209 | ЭЦН | 50 | 1700 | 1,1 | 1412 | 12 | 12,2 | 44,1 | 52,5 |
| 213 | ЭЦН | 80 | 2100 | 1,2 | 738 | 12 | 12,1 | 82,9 | 99,5 |
| 215 | ЭЦН | 50 | 2150 | 0,8 | 804 | 12 | 12,5 | 34,4 | 41 |
| 216 | ЭЦН | 30 | 1700 | 1,2 | 1657 | 12 | 11,9 | 28,9 | 34,5 |
| 217 | ЭЦН | 35 | 2000 | 0,3 | 1456 | 12 | 12 | 10,2 | 12,1 |
| 219 | ЭЦН | 30 | 1650 | 1,2 | 1112 | 12 | 13,5 | 4,1 | 35,3 |
| 220 | ЭЦН | 50 | 1550 | 1,3 | 1499 | 12 | 12,1 | 52,6 | 66,3 |
| 221 | ЭЦН | 45 | 1800 | 1,2 | 883 | 12 | 12,8 | 44,9 | 53,4 |
| 222 | ЭЦН | 45 | 1950 | 1,4 | 974 | 12 | 12,1 | 54,6 | 65,2 |
| 229 | ЭЦН | 45 | 1750 | 1,6 | 745 | 12 | 13 | 58,9 | 69,8 |
| 230 | ЭЦН | 50 | 2050 | 1,1 | 1021 | 12 | 12,1 | 46,2 | 55,2 |
| 231 | ЭЦН | 20 | 2000 | 0,7 | 1369 | 12 | 12,2 | 11,5 | 13,9 |
| 234 | ЭЦН | 60 | 2000 | 1,2 | 1296 | 12 | 12,8 | 56,3 | 69,6 |
| 235 | ЭЦН | 45 | 1800 | 1,3 | 947 | 12 | 12,4 | 25,1 | 58,5 |
| 236 | ЭЦН | 30 | 1850 | 0,9 | 1874 | 12 | 12,1 | 2,8 | 27 |
| 239 | ЭЦН | 60 | 2200 | 0,8 | 288 | 12 | 12,1 | 12,8 | 50,5 |
| 301 | ЭЦН | 25 | 2000 | 1,2 | 916 | 12 | 12,2 | 26,1 | 31 |
| 68 | ЭЦН | 30 | 2000 | 1,6 | 950 | 12 | 12,1 | 40,6 | 48,3 |
| 227 | ЭЦН | 50 | 2050 | 1,2 | 659 | 12 | 13,1 | 49,4 | 61,5 |
| 228 | ЭЦН | 60 | 1700 | 1,4 | 586 | 12 | 12,3 | 70,7 | 84,8 |
| 238 | ЭЦН | 80 | 2000 | 0,7 | 1819 | 12 | 11,6 | 19,5 | 54 |
| 57 | ЭЦН | 35 | 1950 | 0,8 | 1883 | 12 | 12 | 21,7 | 26,4 |
| 206 | ЭЦН | 25 | 2050 | 1,9 | 906 | 12 | 12,2 | 38,4 | 47,5 |
| 212 | ЭЦН | 45 | 1950 | 1,3 | 727 | 12 | 12,4 | 22,8 | 57 |
| 214 | ЭЦН | 25 | 2000 | 1,1 | 1062 | 12 | 12,1 | 23,4 | 28,4 |
| 223 | ЭЦН | 45 | 1750 | 1,2 | 1410 | 12 | 12,2 | 46,4 | 55,2 |
Скважины (202, 209, 213, 219, 221, 230, 234, 236, 301, 227, 214, 223) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи находится в оптимальной области (0,8-1,2), забойное давление близко к оптимальному значению. Скважины (217, 231) работают в периодическом режиме 12/12.
Таблица 8 - Рекомендации по замене насосов.
| | Существующий насос | Рекомендованный насос | ||||
| N скв. | Тип нас. | Разм | n. | Тип нас. | Разм | n. |
| мм | мм | |||||
| 64 | ЭЦН | 35 | 1950 | ЭЦН | 50 | 2050 |
| 65 | ЭЦН | 30 | 1800 | ЭЦН | 50 | 2050 |
| 102 | ЭЦН | 45 | 1600 | ЭЦН | 60 | 1700 |
| 203 | ЭЦН | 30 | 2000 | ЭЦН | 50 | 2050 |
| 207 | ЭЦН | 30 | 1850 | ЭЦН | 45 | 1950 |
| 220 | ЭЦН | 50 | 1550 | ЭЦН | 60 | 1700 |
| 222 | ЭЦН | 45 | 1950 | ЭЦН | 60 | 2000 |
| 235 | ЭЦН | 45 | 1800 | ЭЦН | 60 | 2000 |
| 68 | ЭЦН | 30 | 2000 | ЭЦН | 50 | 2050 |
| 228 | ЭЦН | 60 | 1700 | ЭЦН | 80 | 2000 |
| 206 | ЭЦН | 25 | 2050 | ЭЦН | 50 | 2050 |