Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc

При бурении и освоении скважин необходимо предусмотреть:

-проведение комплекса ГИС;

-отбор керна с целью проведения исследований по уточнению коллекторских свойств пластов;

-отбор и исследование глубинных и поверхностных проб для уточнения физико-химических свойств флюидов.

Периодичность исследований должна обеспечить достоверность динамики изменений параметров пласта и определений их средних значений за определенный период.

Стадии разрабатываемых продуктивных пластов различны, степень выработки их изменяется от 30% до 66%. Залежи нефти ДI/ и ДI эксплуатируются на упруговодонапорном режиме, с ППД разрабатывается объект Д3vr.

Пласты характеризуются неразбуренностью частей залежи. Поэтому одним из направлений совершенствования технологии разработки является бурение дополнительной скважины и зарезки боковых и горизонтальных стволов в скважинах, обводнившихся в процессе эксплуатации, организация системы заводнения.

В рамках рекомендуемых мероприятий регулирование разработки залежей нефти Восточного месторождения возможно также за счет осуществления следующих мероприятий:

изменение технологического режима работы добывающих скважин;

переводы скважин на вышележащие объекты;

изоляция или ограничение водопритока в добывающих скважинах (в условиях достижении высокойобводненности);

изменение давления закачки на устье нагнетательных скважин;

применение физико - химических методов воздействия на призабойную зону скважин для стимуляции работы скважин (разновидность обработок кислотными составами в процессе эксплуатации).

В целях осуществления контроля за выполнением проектных решений, рекомендуемых в настоящей работе, повышения эффективности перечисленных мероприятий, а также для уточнения геолого-физических свойств коллекторов и жидкостей, характеристик пластовой водонапорной системы, оценки энергетического состояния эксплуатационных объектов необходимо проведение в процессе дальнейшей разработки продуктивных пластов месторождения комплекса гидродинамических и промыслово-геофизических исследований

Выводы

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

По состоянию на 01.02.2015г. общий фонд добывающих скважин пласта В1 Богатыревского месторождения составляет 10 единиц, причем все скважины эксплуатируются УЭЦН, поэтому в рамках анализа действующего добывающего фонда скважин были рассмотрены все действующие скважины месторождения, оборудованные УЭЦН.

---

По состоянию на 01.02.2015 общий фонд добывающих скважин Богатыревского месторождения составляет. Структура фонда по состоянию на 01.02.2015 г. приведена в табл. 3.1
К действующему фонду добывающих скважин на начало 2015 года относятся – 10 скважин. Все эксплуатируются с помощью ЭЦН. Доля бездействующих скважин составляет 0 или 0%..

В таблице 3.2 представлен технологический режим действующих добывающих скважин Богатыревского месторождения, оборудованных УЭЦН по состоянию на 01.02.2015.

Распределение фонда скважин по дебиту нефти показывает, что 5 скважин оборудованных ЭЦН имеют дебит по нефти в интервале 0 -5 т/сут , что составляет 50% добывающего фонда скважин. 4 скважины добывает продукцию с дебитом по нефти в интервале 5-15 т/сут, что составляет 40%добывающего фонда, 1 скважина работает с дебитом по нефти в интервале более 15 т/сут, что составляет 10% эксплуатационного фонда.

Наибольший дебит по нефти имеет скважина номер 81 -23,8 т/сут добывающая продукцию пласта В1, наименьший дебит у скважины номер 152 –0,843т/сут, добывающая продукцию пласта В1. Средний дебит добывающих скважин по нефти составляет 6,177 т/сут


Распределение фонда скважин по дебиту жидкости показывает, что 2 скважины имеют дебит по жидкости не превышающий 20 м³/сут (20% добывающего фонда). скважины добывают жидкость в диапазоне 20 - 40 м³/сут (30% добывающего фонда), 1 скважина работает с дебитом по жидкости в диапазоне 40-60 м³/сут (10% эксплуатационного фонда), 4 скважины работают с дебитом жидкости более 60 м³/сут(40% эксплуатационного фонда).

Наибольший дебит по жидкости имеет скважина номер 45, который составляет 99 м³/сут, наименьший дебит зафиксирован у скважины номер 53, который составил 12 м³/сут. Средний дебит добывающих скважин по жидкости составляет 42.9 м³/сут

Распределение фонда скважин по обводненности показывает, что. 1 скважина работает при обводненности продукции не превышающей 50% (10% добывающего фонда). 3 скважины добывают жидкость с обводненностью в диапазоне 50- 80% (30% добывающего фонда), 1 скважина работает при обводненности продукции 80 – 100% (60 % эксплуатационного фонда).

Наибольшую обводненность имеет скважина номер 152 - 96.6 %, наименьшая обводненность наблюдается у продукции скважины под номером 81, которая составляет 40,3%.Средняя обводненность составляет 72,37%

---

Распределение фонда скважин по глубине спуска насоса показывает, что 4 скважины работают при глубине спуска насоса в пределах менее 2600 м (40% добывающего фонда), 4 скважины работают при глубине спуска насоса в интервале 2600 – 2700м (40% эксплуатационного фонда), 2 скважины эксплуатируются при глубине спуска в интервале более 2700м (20% добывающего фонда).

Наибольшая глубина спуска насоса отмечена в скважине № 81 которая составляет 2728,54 м, наименьшая глубина спуска насоса наблюдается в скважине №9040 и составляет 2554 м. Средняя глубина спуска насоса составляет 2390,186м.

Как видно из рисунка 3.5: 1 скважина эксплуатируется с динамическим уровнем в интервале менее 1000м (10% добывающего фонда), большинство скважин 6 имеют динамический уровень в интервале от 1000 до 2000 метров (60% добывающего фонда). 2 скважины эксплуатируются при динамическом уровне в интервале более 2000м. (20% добывающего фонда). 2 скважины эксплуатируются при помощи пакера, динамический уровень отбить не возможно (10% добывающего фонда).

При этом максимальный динамический уровень имеет скважина номер 71, который составляет 2372м, минимальный динамический уровень имеет скважина номер 53 - 959 м. Средний динамический уровень составляет 1440м.

Согласно рисунку 3.6, 0 % скважин имеют подпорную характеристику не превышающую 200 м. 2 скважины – в интервале 200– 600 м (20% добывающего фонда) , 2 скважины –в интервале 600 – 1000 м (20% добывающего фонда скважин), 5 скважин имеют подпорную характеристику превышающую 1000 м

Наибольшая подпорная характеристика отмечена на скважине №53 – 1626м, наименьшая подпорная характеристика №71 – 285м. Средняя подпорная характеристика составляет 917,4. Следует отметить, что подпорную характеристику меньшую или равную 200м не имеет ни одна скважина, следовательно весь добывающий фонд эксплуатируется на неоптимальном режиме.
Распределение добывающего фонда скважины в зависимости от коэффициента продуктивности показывает, что 50% скважин работают с коэффициентом продуктивности не превышающем 0,25 м³/(атм *сут). С коэффициентом продуктивности 0,25 – 0,5м³/(атм*сут) работает 3 скважины (30% добывающего фонда), с коэффициентом продуктивности 0,5 – 0,75м³/(атм*сут) работает 1 скважина (10% добывающего фонда) с коэффициентом продуктивности в интервале 0,75-1(атм *сут) работает 1 скважины (10 % добывающего фонда).

Максимальный коэффициент продуктивности имеет скважина № 84 –0,79 м³/(атм *сут), с минимальным коэффициентом продуктивности работает скважина №71 – 0,08 м³

---

/(атм*сут). Средний коэффициент продуктивности составляет 0.35м³/(атм*сут)

Распределение фонда скважин по производительности насоса показывает, что 7 скважин эксплуатируются насосами производительностью менее 50м³/сут, 1 скважина эксплуатируется с производительностью 60 м³/сут, и 2 скважины эксплуатируются насосами производительностью более 100м³/сут.

Максимальный насос производительностью 125 м³/сут отмечен на скважинах №45 и №84, минимальная производительность насоса отмечена на скважине №152 - 30 м³/сут.

Из рисунка 3.9 видно, что 4скважины работают с коэффициентом подачи в пределе от 0 до 0.75 д.ед, 5 скважин работают с коэффициентом подачи в интервале 0.75-1.25 д.ед, 1 скважина работет с коэффициентом подачи больше 1.25 д.ед

Максимальный коэффициент отмечен на скважине №131, он составил 1.4 д.ед., минимальный коэффициент подачи отмечен на скважине №53 – 0.3 д .ед
3.2. Оборудование УЭЦН

3.2.1. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 3.9) состоят из

• 
  погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,
  
• 
  наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.
  

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.

Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения

---

, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией.

Наиболее известны две конструкции газосепараторов:

• 
  газосепараторы с противотоком;
  
• 
  центробежные или роторные газосепараторы.
  

Для первого типа, применяемого в некоторых насосах Reda, при попадании жидкости в газосепаратор, она вынуждена резко менять направление движения. Некоторые газовые пузырьки сепарируются уже на входе в насос. Другая часть, попадая в газосепаратор, поднимается внутри его и выходит из корпуса.

В отечественных установках, а также насосах фирмы Centrilift и Reda, используются роторные газосепараторы, которые работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.
3.2.2. Погружной электродвигатель

Погружные двигатели состоят из электродвигателя и гидрозащиты.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С,содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

---