Повышение эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Покачевском месторождении

Речкин Михаил Геннадьевич  гр. НР-09-1

КП: Повышение работы скважин, оборудованных  УЭЦН на Южно-Покачевском месторождении, пласт АВ1

Речкин Михаил Геннадьевич  гр. НР-09-1

КП: Повышение работы скважин, оборудованных  УЭЦН на Южно-Покачевском месторождении, пласт АВ1

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

«НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ  ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА «РАЗРАБОТКА  И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

 НЕФТЯНЫХ  И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

По курсу  «Скважинная добыча нефти»

На тему: «Повышение эффективности работы скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Покачевском месторождении»

Студент группы

Руководитель:

Оценка отзыва:

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 4

1.1. Характеристика района работ 4

1.2. История освоения Южно-Покачевского месторождения. 6

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 9

2.1 Режим разработки Южно-Покачёвского месторождения 9

2.2 Динамика разработки месторождения 11

2.3. Контроль за разработкой месторождения 17

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 20

3.1. Конструкция скважины 20

3.2. Конструкция и принцип действия УЭЦН 21

3.3. Погружные электроцентробежные насосы 25

3.4. Погружные электродвигатели 30

3.5. Кабельная линия 32

3.6. Конструкция гидрозащиты 35

3.7. Устьевое оборудование 36

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 37

4.1. Технические характеристики, принцип действия УЭЦН 37

4.2. Характеристики УЭЦН 41

4.3. Обслуживание скважин оборудованных УЭЦН 45

4.4. Мероприятия по улучшению работы УЭЦН 46

4.5. Вывод скважины на режим 47

4.6 Подбор оборудования УЭЦН 55

5 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЕКТА 61

5.1 Краткая технико-экономическая характеристика деятельности предприятия 61

5.2 Методика расчета экономической эффективности от оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН. 63

5.3 Расчет экономической эффективности от оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН. 67

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 72

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 73

ВВЕДЕНИЕ

Разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений называют осуществление  научно-обоснованного процесса извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов  и сопутствующих им полезных ископаемых. Разработка нефтяных месторождений - интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие связано с применением  новых технологий извлечения нефти  из недр.

Таким образом, для того, чтобы держать  добычу нефти на уровне, необходимо непрерывно анализировать состояние  разработки, обобщать и развивать  опыт, развивать новые технологии использования инженерных методик  при многомерном моделировании  и повышать коэффициент извлечения нефти.

Южно-Покачёвское месторождение  открыто в 1978г., в промышленную разработку введено в 1983 году.

На данном этапе Южно-Покачевское  месторождение находится на третьем  этапе или стадии разработки, которая  характеризуется снижением добычи нефти и повышением процента обводненности  продукции, которая на начало 2010 года составила 93,9 %, накопленный отбор  нефти от начальных извлекаемых  запасов составил 15219 тыс. тонн нефти, жидкости отобрано 66545 тысяч м^З. Для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачано рабочего агента 72407 тыс. м³ воды.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин  на начало 2010 года составил 146 скважин, из них 138 скважин действующего фонда.

Нагнетательный фонд составляет 70 скважин эксплуатационного и  63 скважины действующего фондов.

1. ОБЩАЯ  ЧАСТЬ

1.1. Характеристика  района работ

Южно-Покачёвское месторождение  расположено в центральной части  Западно-Сибирской низменности. В  административном отношении Южно-Покачевское  месторождение расположено в  Нижневартовском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области (Рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Обзорная карта

Район месторождения представляет собой плоскообразную слабопересеченную  заболоченную равнину, приуроченную к  междуречью р. Аган и ее притока р. Старица. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +40 до +80 м. Гидрографическая сеть хорошо развита и представлена на западе рекой Нонг-Ёган, на востоке – рекой Вать-Ёган, на юге - рекой Аган с притоками: Старица, Ватьеган, Мохтик-Еган. Судоходной является только река Аган. Кроме перечисленных рек, площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Реки сильно меандрирующие, несудоходные. Местность сильно заболочена, имеет много озер, наиболее крупные из них Имн-Лор, Имн-Нерым-Лор, Сыс-Лор. Глубина озер от 1 до 3 м, берега пологие, илистые или песчаные. В зимнее время такие болота и озёра плохо промерзают и являются труднопроходимыми для транспорта. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5 м, а на водоразделах - до 25 м.

Растительность в районе очень  бедная. Крупный лес растет только по берегам рек, где преобладают  осина, береза, сосна. Кроме того, встречаются  небольшие массивы кедра и  ели. На заболоченных участках кустарнико-моховая  растительность, карликовый лес, ягельник.

Климат района резко континентальный  с избыточным увлажнением. Зима суровая, продолжительная, снежная. Лето короткое, жаркое и влажное. Весна и осень  затяжные, холодные с сильными распутицами. Средняя зимняя температура -19-23 градуса (минимальная -55°С, летняя +16°С, максимальная до +35°С). Среднегодовая температура  минус 3°С. Зимой грунт промерзает на 1.5-2.0 м, толщина льда на реках достигает 80 см. Преобладающие ветры зимой - северные и северо-восточные, летом - западные и юго-западные.

Среднегодовое количество осадков 500-550 мм. Дожди выпадают с  апреля по ноябрь месяцы. Высота снежного покрова достигает 0.7-1.0 м, а в низких местах 1.5-2.0 м. Продолжительность снежного периода с октября по май. Ледостав на реках заканчивается в конце мая. Толщина льда на реках и озерах 40-80 см, грунт промерзает на 1.5-2.5 м. Площадь месторождения находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты залегающей на глубинах рек и под крупными озерами.

Ближайшими к месторождению  населенными пунктами являются г.Покачи и г. Лангепас, с которыми месторождение связано автодорогами. В южной части территории проходит железная дорога Тюмень – Сургут - Нижневартовск с крупными станциями г.Тобольск, г.Сургут, г.Лангепас, г.Мегион. К западу от месторождения проходит железнодорожная ветка Сургут – Карачаевск. Вблизи месторождения проложена трасса газопровода Уренгой - Челябинск, нефтепровода Нижневартовск - Сургут - Омск. Электроснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС мощностью 400 тыс. кВт.

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ  СССР, являются Покачевское (2 км севернее), Северо-Покачевское (45 км северо-восточное), Лас-Еганское (18 км юго-восточнее), Нивагальское (13 км на юг), Кечимовское (примыкающее с запада), Ключевое (примыкающее с запада). Все месторождения находятся в разработке.

В настоящее время на месторождении осуществляется разработка залежей пластов AB_1-2 (с 1996 г.), БВ₆ (с 1986 г.), БВ₈ (с 1986 г.).

В 1983 году месторождение введено  в разработку.

Разработку месторождения осуществляет ТПП "Покачевнефтегаз" и ТПП  «Лангепаснефтегаз» ООО "ЛУКойл-Западная Сибирь".

1.2. История освоения  Южно-Покачевского месторождения.

Южно-Покачевское месторождение  открыто в апреле 1976 года в процессе доразведки периферийной юго-восточной  части Покачёвского месторождения. В скважине 76Р при опробовании  интервала 2381-2392 (БВ₈) был получен фонтан нефти дебитом 170 м³/сут.

В первом проектном документе, составленном в 1977 г. СибНИИНП, был выделен один объект разработки - БВ₈. Сравнительно небольшие размеры залежи объекта позволили рассмотреть вопросы её разработки в целом. На объект было размещено 46 эксплуатационных и 17 нагнетательных скважин по сетке 600*600 м, выделено три блока с трёхрядным размещением скважин. Залежь планировалось разбурить в течение 4 лет. При расчете динамики эксплуатации на 10 лет максимальный уровень добычи нефти проектировался на уровне 720 тыс.т. а также при испытании пласта БВ₈ в скважине 109Р. Затем при испытании скважины 82Р, были вскрыты две залежи в пластах AB_1-2 и БВ₆ на центральном (втором) поднятии, а при испытании скважины 94Р - еще две залежи северного (первого) поднятия в тех же пластах и залежь в пласте БВ₆. Первая технологическая схема разработки выполнена "ТатНИПИнефть" на основании протокола совещания Миннефтепрома по обсуждению проекта Постановления Совета Министров СССР о развитии нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири в 1976-1980 г.г. и утверждена Бюро ЦКР 20.02.1986 г. (протокол №443). Принципиальные положения технологической схемы следующие: выделяются четыре объекта разработки (1- АВ₁, 2 - АВ₂, 3 - БВ₆; 4- БВ₈) с самостоятельной сеткой скважин; система заводнения - площадная (обращенная семиточечная) с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием 500 м друг от друга по объекту разработки ABi и АВ₂ и по объекту БВ₈ с размещением проектных скважин по сетке 600 х 600 м в зонах с нефтенасыщенной мощностью не менее 4 м; максимальный уровень добычи-1,4 млн. тонн, коэффициент нефтеизвлечения-0,402;

На этих запасах была составлена технологическая схема  Южно-Покачевского месторождения. Ее принципиальные положения сводились к следующим - выделяются четыре эксплуатационных объекта (пласты АВ_Ь АВ₂, БВб и БВ₈) с применением ранее утвержденной площадной системы заводнения на каждый объект; - проектная добыча нефти 55,7 млн. т. с сохранением ее в течение трех лет - забойное давление добывающих скважин - 17 МПа; - давление на устье нагнетательных скважин - 15 МПа;

Последняя технологическая схема  разработки Южно-Покачевского месторождения выполнена по заданию объединения "Татнефть" институтом "ТатНИПИнефть" со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:

• выделение  на  месторождении  четырех  самостоятельных  объектов 
  разработки;
• пласты АВ₁ АВ₂,  БВ₆,  БВ₈,  с бурением на объекты БВ₆ и БВ₈ 
  первоочередных скважин с целью доразведки;
• заводнение площадное по блокам с приконтурным;

выбор нагнетательных скважин при разбуривании месторождения

- осуществлять  через два ряда на третий

• сетка  скважин на каждый  объект  - равномерная,  треугольная,  с 
  расстоянием 500 м между скважинами по пластам АВ₁ и АВ₂ и 600 м по 
  пласту БВ₈; 
• бурение   250   скважин,    в   том   числе   58   нагнетательных,    180 
  добывающих, 2 резервных и специальных;
• общий фонд на весь срок разработки 249 скважин;
• способ добычи - механизированный;
• давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Режим разработки Южно-Покачёвского месторождения

Южно-Покачевское месторождение  введено в разработку в 1984 году. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом ВНИИнефть в 1984 году. Схема предусматривала  выделение двух самостоятельных  объектов разработки AB₁ и БВ₆, трехрядную линейную систему заводнения на каждый объект с равномерной треугольной сеткой скважин, расстояние между которыми 600 м и минимальный уровень отбора нефти 2 млн. т/год при бурении 254 скважин.

После доразведки и уточнения геологического строения и запасов нефти, была составлена вторая технологическая схема. Объекты  разработки остались прежними AB₁ и БВ₆, по их новым данным структура залежи БВ₆ приобрела широтное направление. Данная технологическая схема, как и первая, оказалась невнедренной.

Третья технологическая схема  положившая начало разработке Южно-Покачевского нефтяного месторождения, была утверждена ЦКР в мае 1984 года со следующими основными  положениями:

- два самостоятельных объекта разработки в пластах AB_1-2 и БВ₆;

- система заводнения: на AB_1-2 – площадная девятиточечная на равномерной сетке с расстоянием между скважинами 600м; на БВ6 - блоковая, трехрядная, распространенная на весь объект;

• общее число скважин 491, в том числе 8 разведочных;
• проектный уровень добычи нефти 3 млн. т;
• максимальный объем закачки воды 8 млн. т.

На фоне разработки месторождения  по этой технологической схеме Главтюменьнефтегазом в оперативном порядке принимались  решения о доразведке отдельных частей Южно-Покачевской структуры, о вовлечении в промышленную эксплуатацию пласта БВ₈, об изменении заводнения пласта БВ₆ и положении нагнетательных скважин на пласте АВ_1-2. Все эти решения и основные результаты нашли отражение в протоколах геолого-технических совещаний.

В настоящее время разработка месторождения  осуществляется на основании «Технологической схемы разработки Покачевского и  Южно-Покачевского месторождений» составленной СибНИИНП в 1983 году (Протокол ЦКР МНП  №1057 от 14.12.1983г.), «Дополнительной записки  к технологической схеме разработки Южно-Покачевского месторождения», составленной «ТатНИПИнефть» (протокол ЦКР МНП  №1269 от 01.10.87г.), «Технологической схемы  разработки Аманьского участка Покачевского месторождения», составленной КИВЦ (г.Альметьевск) в 1987г. и «Анализа разработки Южно-Покачевского месторождения», составленного ТФ ООО  «КогалымНИПИнефть», утвержденного  ТО ЦКР по ХМАО (протокол №609 от 26.04.2005г.). Выделено три самостоятельных объектов разработки AB₁³+АВ₂,БВ₆ и БВ_8. Системы разработки:

• объединение пластов AB₁³ и АВ₂ в один объект эксплуатации АВ_1-2 с раздельной на каждый пласт, блоковой трехрядной системой воздействия и последующей организацией очагового заводнения. Размещение скважин по треугольной сетке с расстоянием 500*500м;
• пласты     БВ₆  и   БВ₈  -  самостоятельные объекты разработки.   Размещение проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием   600м. Система заводнения по пласту БВ₈ - блоковая трехрядная, по пласту БВ₆ - законтурная;
• внедрение нестационарного заводнения;
• на Аманьском участке выделено два объекта разработки БВ₆ и БВ₈. Сетка скважин квадратная 600*600м, вписанная одна в другую. Разработка залежей на естественном режиме.

Анализом разработки дополнительно  предлагается зарезка вторых стволов  на объектах АВ1-2, БВ₆ и БВ₈, возобновление применения технологий по

выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

В связи с окончанием срока действия «Анализа разработки», в 2007г. ТФ ООО  «КогалымНИПИнефть» выполнена НИР  по составлению «Авторского надзора  за реализацией проектного документа  технологической схемы разработки Южно-Покачевского месторождения», и утвержденного ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре (протокол №978 от 14.12.07г, Тюмень) сроком на 3 года.

2.2 Динамика разработки месторождения

На конец 2009 года фонд в  границах деятельности ТПП «Покачевнефтегаз»  составляет 253 скважины, в том числе 146 добывающих, 70 нагнетательных, 18 в консервации, 13 контрольных и пьезометрических, 6 в ликвидации и ожидании ликвидации (Рисунок 2.1).

В действующем фонде  числится 138 добывающих и 63 нагнетательных скважин (Рисунок 2.2).

Рисунок 2.2. Действующий фонд добывающих скважин

На 01.01.2010г. Южно-Покачевское месторождение  находится на стадии разработки падающей добычи нефти. Всего пробурено 253 скважины.

Выбытие добывающих скважин в другие категории в 2008 году составило 
5 шт., в том числе под закачку ушли 3 скважины.

Для поддержания пластового давления на месторождении с 1984 года осуществляется закачка воды: ввод скважин под  закачку составил 70 скважин. Это  позволило сформировать систему  ППД для наиболее рациональной выработки  запасов, и приведения основных показателей  разработки в соответствие друг с  другом. В 1990 году текущая компенсация 61,3%, а к концу 2008 года за счет увеличения объемов закачки текущая компенсация  выросла до 89,5 %, а накопленная  составила 114,3 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 188,1 м³/сут.

Структура фонда нагнетательных скважин приведена на рис. 2.3.

Рис. 2.3 Структура фонда нагнетательных скважин.

Состояние пластового давления по объектам Южно-Покачёвского месторождения удовлетворительное (Таблица 2.1)

Таблица 2.1

Состояние пластового давления

Снижение текущего пластового давления относительно начального по объектам составляет 4-10%.

Таким образом, за счет бурения новых  скважин и передвижений внутри фонда  по Южно-Покачевскому месторождению  фонд представлен в таблице 2.2

Таблица 2.2

Южно-Покачевское месторождение  разрабатывается механизированным 
способом эксплуатации (146 шт.), причем скважин оборудованных ЭЦН - 124, 
оборудованных ШГН - 22. На 01.01.2010г. в консервации находятся 18 скважин, 13 скважин являются пьезометрическими, 2 скважины ликвидированы по техническим причинам.

Начальные извлекаемые запасы нефти  по Южно-Покачевскому месторождению  на 01.01.2010г. составляют - 17771 тыс.т., в  т.ч. по пластам (Таблица 2.3)

Таблица 2.3

В 2010г. добыто:

Нефти, тыс. тонн           312,6

Жидкости, тыс. м^З/сут         5151,6

Закачка рабочего реагента, тыс. м³       4336,8

Добыча  растворённого газа, млн. м³      17,9

Обводненность, %         93,9

Отбор от утверждённых извлекаемых запасов, %    85,6

Темп  отбора от нач. утверждённых извлекаемых  запасов, %  1,8

Темп  отбора от текущих утверждённых извлекаемых  запасов, %  10,9

Компенсация отбора текущая, %       89,5

На 01.01.2010 г. с начала разработки добыто:

Нефти, тыс. тонн          15219

Жидкости, тыс. м^З/сут         66545

Обводненность, %         93,9

Закачка рабочего реагента, тыс.м³       72407

Добыча  растворённого газа, млн. м³      1386,6

Средний дебит действующей скважины по нефти, т/сут   6,4

Средний дебит действующей скважины по жидкости, т/сут  105,1

Средняя приемистость нагнетательных скважин, м^З/сут   188,1

Коэффициент нефтеизвлечения, доли единиц     0,352

Компенсация отбора, %        114,3

Динамика эффективности  геолого-технических мероприятий

Фактическое    выполнение    плана   добычи   по   Южно-Покачевскому месторождению за 2006 - 2010 годы и добыча на последующие годы зависит от выполнения следующих геолого-технических мероприятий (Таблица 2.4)

Таблица 2.4

Фонд скважин

По состоянию на 01.01.2010 г. Южно-Покачевское  месторождение находится на стадии падения добычи нефти. Всего пробурено  253 скважины, из них: 58 скважин - нагнетательные и 158 скважины нефтяные.

Выбытие добывающих скважин в другие категории в 2010 году составило 4 скважины: 3 - под закачку и 1 - в консервацию.

Южно-Покачевское месторождение  разрабатывается механизированным фондом скважин, оборудованных ЭЦН  и ШГН.

По состоянию на 01.01.2010 г. фонд скважин представлен в таблице 2.5

Таблица 2.5

Продолжение таблицы 2.5

2.3. Контроль за разработкой месторождения

Сложный производственный процесс, каким  является разработка нефтяных и газонефтяных месторождений, требует для принятия управляющих решений постоянного  контроля за разработкой месторождений - системных режимных наблюдений за техническим состоянием скважин, за технологическими параметрами работы скважин и физико-химическими  характеристиками пластовых флюидов, за энергетическим состоянием объектов разработки и гидродинамическими параметрами  продуктивных пластов, за направлением и скоростью фильтрационных потоков  в пласте, за выработкой запасов  углеводородов и заводнением  залежей.

Особое значение приобретает контроль на поздней стадии разработки, в  которую вступили большинство месторождений  ТПП «Покачевнефтегаз», когда необходимо оценить выработку запасов, заводненные  толщины остаточную и текущую  нефтенасыщенность, охват объектов разработки.

Для обоснования видов, периодичности  и объемов работ, выработки требований, к результатам промысловых, гидродинамических  и геофизических исследований для  решения задач контроля за разработкой  в ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» существует «Регламент комплексного контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений». В него входят:

• учет добываемой продукции;
• контроль за освоением, техническим состоянием и технологическими 
  режимами   работы   скважин,   а   также   за   соответствием      фактических 
  показателей разработки к проектным решениям;
• контроль за энергетическим и температурным состоянием разрабатываемого месторождения;
• контроль за процессом заводнения продуктивных пластов;
• контроль за выработкой запасов углеводородов;
• оценка эффективности проводимых геолого-технологических меропри-ятий и применяемой системы разработки месторождений в целом.

В данном случае Южно-Покачевское  месторождение находится на стадии падающей добычи и в данном случае контроль за ним оценивается по площади  и разрезу распределения, оставшихся запасов с целью поддержания  добычи нефти, устанавливаются причины  и источники обводнения добывающих скважин, а также осуществляется информационное обеспечение ремонтно-изоляционных работ и геолого-технические мероприятия, сохраняются функции контроля за энергетическим состоянием залежей, технологическими параметрами работы скважин и  физико-химическими свойствами добываемых флюидов.

Одной из функций контроля на данной стадии остается подтверждение прогнозов  выработки запасов на базе постоянно  действующей геолого-техно-логической модели месторождения.

Проводится контроль за техническим  состоянием скважин с целью обнаружения  незапланированного движения флюидов  в системе «скважина-пласт»,    определение интервалов негерметичности  обсадных колонн, определение источника  обводнения, определение интервалов заколонной циркуляции. Все эти задачи производятся, как правило, промыслово-геофизическими методами.