Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 221
Скачиваний: 10
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
№
Тип фонда
За 2015 год.
За 2016 год.
Погрешность
1
Эксплуатационный фонд
819
822
1
2
Бездействующий фонд
29
25
1
3
Добывающий фонд
565
573
1
4
Нагнетательный фонд
254
249
1
5
Фонд прочих скважин
5
6
1
6
Пьезометрические
45
45
1
7
Контрольный фонд
45
45
1
8
Ликвидированные
1
0
0
Рассмотрим распределение добывающего фонда по типам применяемого насосного оборудования.
Рисунок 2.1.2 – Распределение добывающих скважин по насосному насосного оборудованию по Восточно-Сулеевской площади
Высокое количество ШГН характеризуется тем, что анализируемая площадь разрабатывается с 1955 года, что свидетельствует о выработанности основных нефтеносных горизонтов. Мало количество ЭЦН обуславливается тем, что их устанавливают в недавно пробуренных скважинах, дающие высокие показатели среднесуточного дебита по нефти.
Исходя из проведенного анализа, следует что на Восточно-Сулеевской площади разрабатывают продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского горизонтов, которые по характеру и особенности строения горизонтов имеют высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. Нефти данных пластов относятся к группе средних по плотности и парафинистых. Наиболее выработанным пластом является пласт "б3" который содержит 25,6 % от НИЗ нефти по площади. Пробуренный фонд скважин на 2016 год составляет 943 скважины, из которых 573 работают на добывающем фонде, а 249 на нагнетательном. Добыча нефти осуществляется за счет ШГН и ЭЦН.
2.2 Анализ причин подземных ремонтов скважин, оборудованных ШСНУ в условиях промыслового объекта
На Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения за период с 2014 -2016 гг было произведено 215 ремонта на скважинах, оборудованных ШСНУ. Данные по ремонтам выполненные за данный период представлен в приложении А. Проанализируем зависимость причин ремонтов скважин с ШГН в 2014 году.
Рисунок 2.2.1 – Распределение ремонтных операций за 2014 год
Из рисунка 2.2.1 видно, что основной причиной ремонта скважин ШГН в 2014 году на Восточно-Сулеевской площади являлись обрывы штанг, заклинивание ШСН и негерметичность ГНО.
Рисунок 2.2.2 – Распределение ремонтных операций за 2015 год
Как видно из рисунка 2.2.2 в 2015 году уменьшились обрывы штанг по телу, но сохранились проблемы с герметизацией ГНО, скорее всего это связано с высокой обводненностью добываемого пластового флюида и агрессивными свойствами пластовой воды.
Рисунок 2.2.3 – Распределение ремонтных операций за 2016 год
Рассмотрев причины ПРС на ОРЭ за 2016 год, можно сказать следующее, что сохраняется тенденция обрыва штанг и негерметичности ГНО.
Исходя из проведенного анализа за 3 года с 2014 по 2016, наблюдается тенденция роста негерметичности резьбовых и замковых соединений глубинно-насосного оборудования, обрыва штанговой колонны.
2.3 Анализ статистической информации по фонду скважин, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговой колонны
Для проведения статистического анализа по скважинам Восточно-Сулеевской площади, осложненных обрывами штанг из КИС АРМИТС получены такие промысловые данные, как дебит по нефти, жидкости, обводненность продукции, и кривизна ствола скважины, которые образует статистическую совокупность, состоящую из N единиц с конкретным значением количественного показателя xi. Исходные данные для проведения статистического анализа представлены в приложении Б.
Каждое значение показателя в совокупности обозначается х1, х2, ..., хnи называется вариантом.
Проведем статистический анализ работы скважин Восточно-Сулеевской площади,
осложненных обрывностью штанговой колонны, по дебиту нефти.
Из статистической совокупности
выбираем наибольшее и наименьшее значение вариантов: 
м3/сут; 
м3/сут. Интервал 
называется размахом и равен: 
м3 /сут. Интервал
делится на k равных частей:
Определим число интервалов по формуле:
Делим интервал
на k равных частей по формуле: 
Частость (статистическая вероятность) определяется по формуле:
Для графического изображения статистического ряда строим гистограмму и кривую накопленных частот. Данные подсчетов представлены в приложении Б.
Средневзвешенное значение дебита нефти определяется по формуле:
м3/сут.Среднее квадратическое отклонение дебита нефти определяется по формуле:
Квадрат среднеквадратичного отклонения называется дисперсией D и определяется по формуле:
5,742 м6/сут2Предельная ошибка среднего значения дебита нефти при β=0,95 равна:
Среднее значение дебита нефти заключено в пределах
с вероятностью β=0,95.
Рисунок 2.3.1 – Распределение скважин с обрывами штанг Восточно-Сулеевской площади по дебиту
Из вышеизложенного следует, что 33,3% скважин Восточно-Сулеевской площади, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговых колонн, работают в интервале дебитов от 2,05 до 3,5 м3/сут, по 10 % скважин работают в интервале дебитов 3,5-4,95, 4,95-6,4 и 7,85-9,3% м3/сут. Доля обрыва штанг скважин с дебитом от 0,6 до 2,05 составляет 30%. Наименьшее количество скважин –– 6,7%, работают в интервале дебитов 6,4-7,85 м3/сут. Можно сделать вывод, что большая часть скважин, осложненных обрывом штанг относятся к категории малодебитных.
Рисунок 2.3.2 – Распределение скважин с обрывами штанг Восточно-Сулеевской площади по дебиту жидкости
Из рисунка 2.3.2 видно, что что 40 % скважин Восточно-Сулеевской площади, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговых колонн, работают в интервале дебитов от 1,3 до 6,25 м3/сут, 26 % скважин работают в интервале дебитов 6,25-11,2 м3/сут. Доля обрыва штанг скважин с дебитом от 11,2 до 16,15 составляет 13,3 %. 10 и 6,7 % скважин с обрывом работают в интервале 16,15-21,1 и 26,05-31 м3/сут соответственно. Наименьшее количество скважин –– 3,3%, работают в интервале дебитов 21,1-26,05 м3/сут. Исходя из этого следует, что большинство скважин с обрывами штанг работают с малыми дебитами жидкости.
Рисунок 2.3.3 – Распределение скважин с обрывами штанг Восточно-Сулеевской площади по обводненности
Из рисунка 2.3.3 видно, что 17% скважин Восточно-Сулеевской площади, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговых колонн, работают в интервале обводненности 10-23,5 и 23,5-37%, 20% скважин работают в интервале обводненности 37-50,5%. Доля обрыва штанг скважин с обводненностью от 50,5 до 64% составляет 13,3%. 23% скважин с обрывом штанг работают в интервале обводненности 64-77,5 %, Доля скважин с обрывом штанг, работающим в интервале обводненности от 77,7 до 91 %, составляет 10 %.
Рисунок 2.3.4 – Распределение скважин с обрывами штанг Восточно-Сулеевской площади по кривизне ствола скважины
Из рисунка 2.3.5 видно, что 17 % скважин Восточно-Сулеевской площади,вышедших в ремонт по причине обрыва штанговых колонн, работают при кривизне ствола скважины 15,3-21,7 и 21,7 -28,1 градусов, 20 % скважин работают при кривизне ствола скважины от 28,1 до 34,5 градусов. Доля обрыва штанг скважин при максимальной кривизне ствола скважины от 34,5 до 40,9 градусов составляет 26,7 %. Меньше всего обрывов штанг произошло в скважинах с кривизной ствола скважины в интервалах 40,9-47,3 и 47,3-53,7 градусов. Дальнейшая эксплуатация скважин рекомендуется с минимальной кривизной ствола скважины.
Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод, что больше всего скважин, осложненных обрывностью штанговых колонн, эксплуатируются при минимальных дебитах нефти и жидкости. При повышении обводненности скважинной продукции риск возникновения обрыва штанг также увеличивается.
2.4 Анализ динамики нагрузок, действующих на штанговую колонну по осложненным обрывами скважинам промыслового объекта, оборудованным ШСНУ
Штанговая колонна работает в тяжелых условиях, на нее действуют агрессивная скважинная среда и переменные нагрузки, приводящие к накоплению усталостных явлений в штанговой колонне. Кроме этого, колонна штанг изнашивается вследствие трения о колонну НКТ, особенно при эксплуатации в наклонно-направленных скважинах. Разрушение штанговой колонны носит усталостный характер.
Определив наиболее частые причины ремонта скважин ОРЭ, сравним динамику нагрузок, действовавших на штанги до и после внедрения ОРЭ на скважинах Восточно-Сулеевской площади.
Рисунок 2.4.1 – Изменение нагрузок, действовавших на штанговую колонну скважины **56 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных, так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок перед обрывом штанговой колонны составляет 48 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция снижения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 39 кН. После проведения ремонта наблюдается снижение амплитуды нагрузок на 18,7 %.
Рисунок 2.4.2 – Изменение нагрузок, действовавших на штанговую колонну скважины ***34 Восточно-Сулеевской площади
Аналогичная картина наблюдается в скважине ***34, где до проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных, так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок перед обрывом штанговой колонны составляет 30 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция снижения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 21 кН. После проведения ремонта наблюдается снижение амплитуды нагрузок на 30 %.
Рисунок 2.4.3 – Изменение нагрузок, действовавших на штанговую колонну скважины ** 18 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных, так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок перед обрывом штанговой колонны составляет 15 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны в первый месяц наблюдается тенденция увеличения нагрузок, однако в следующие месяцы нагрузка снижается, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 10 кН. После проведения ремонта наблюдается снижение амплитуды нагрузок на 33 %.
Рисунок 2.4.4 – Изменение нагрузок действовавших на штанговую колонну скважины ** 45 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных, так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок составляет 39 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция снижения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 39 кН, что указывает на уменьшение на 18 %.
Рисунок 2.4.5 – Изменение нагрузок действовавших на штанговую колонну скважины **73 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок составляет 38 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция снижения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 10 кН, что указывает на уменьшение на 73 %.
Рисунок 2.4.6 – Изменение нагрузок действовавших на штанговую колонну скважины **50 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдался рост как минимальных так и максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок составляет 21 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция снижения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 20 кН, что указывает на уменьшение на 5 %.
Рисунок 2.4.7 – Изменение нагрузок действовавших на штанговую колонну скважины **58 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине наблюдалось снижение минимальных и увеличение максимальных нагрузок, амплитуда изменения нагрузок составляет 40 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция незначительного увеличения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 37 кН, однако амплитуда нагрузок снизилась на 5 %.
Рисунок 2.4.8 – Изменение нагрузок действовавших на штанговую колонну скважины **26 Восточно-Сулеевской площади
До проведения ремонта в скважине не наблюдается четкая тенденция изменения нагрузок, амплитуда нагрузок составляет 30 кН. После проведения ремонта по ликвидации обрыва штанговой колонны наблюдается тенденция незначительного увеличения нагрузок, амплитуда изменения нагрузок после обрыва составляет 20 кН, однако амплитуда нагрузок снизилась на 33 %.