Анализ эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин на Мегионском нефтегазоконденсатном месторождении (Тюменская область)

Очень достойная работа, оценка полученная за диплом 5, такая цена потому что диплом уже готов, но плюс в том что в нем куча информации т.е 80-90% уже готово, останется сделать только расчетную часть( если у вас она имеется).По самому диплому, вся информация содержащаяся в нем актуальна, никакого плагиата. ...

1

1

Способ эксплуатации - УЭЦНДатаДобычанефти,тыс.т.Добычажидкости,тыс.т.Накопл.добычанефти,тыс.т.Накопл.добычажидкоститыс.т.Дебитнефти,т/сутДебитжидкости,т/сутОбводнен-ность,%Фонддобыв.скв.123456789199298,8102,8166,6170,645,847,73,9101993211241,6377,5412,265,975,512,7181994440,8499,7818,3911,870,980,311,8241995336,34121154,51323,954,366,518,4211996455,2595,31609,81919,249,164,223,5311997256,5295,91866,32215,144,951,813,3301998332,6422,221992637,335,745,321,2541999367,2698,125663335,521,841,547,4532000310,3588,22876,33923,720,939,747,2502001164,7336,33041,14260,317,134,951,138200293,8182,431354442,714,628,348,523200385,12023220,14644,612,329,157,8222004159,53233379,54967,519,639,650,6372005334,76113714,25578,423,743,345,2442006311,9569,74026,26148,126,448,345,2442007332,2653,44358,36801,523,546,349,2542008357,6857,84715,97659,321,351,450642009292,7863,45008,68522,713,745,464612010231,6876,65240,29399,310,243,370552011188,5842,25428,710241,510,24573503.3. Осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦНК основным осложнениям, приводящим к снижению МРП скважины, принято относить:1. Высокая обводненность добываемой продукции.2. Высокая кривизна стволов эксплуатационной колонны – которая приводит к неравномерному износу опор насоса и двигателя УЭЦН, в результате выход из строя оборудования и частые аварии.3. Низкая продуктивность пластов в краевых зонах.4. Невысокая надежность нефтепромыслового оборудования.5. Отставание в обустройстве месторождения.Кроме того, основными факторами, способствующими осложнению являются:1. Механические примеси;2. Солеотложения. Борьба с солеотложением ведется при помощи химических реагентов, или разбуриванием долотом.3. Парафиноотложения. Парафиноотложения удаляют тепловыми и механическими способами. При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство горячей нефти или паровоздушной смеси, а при механическом способе применяют скребки.4. Агрессивная среда. В агрессивной среде целесообразнее применение коррозионностойкого оборудования, а так же замена в кабеле изоляционного материала с резины на капрон, что увеличивает его срок службы.10. Большой газовый фактор.Причины осложнений:нарушение герметичности эксплуатационных колонн. Как правило, это смещение колонн из-за подвижности глин люленворской свиты, либо прожог в результате короткого замыкания в кабеле УЭЦН;прорыв подошвенных вод. Это наиболее частое осложнение обусловленное высокими отборами, а, следовательно, и депрессиями на пласт;осложненный вывод скважины на режим после проведения текущих и капитальных ремонтов. Это относится к скважинам, приуроченным к низкопродуктивным пластам, с включением глины. При несоблюдении технологии глушения и промывок скважин, раствор глушения проникая в призабойную зону, способствует разбуханию глин, которые в свою очередь закупоривают фильтрационные каналы;влияние газа на работу насоса. Нормальная работа ЭЦН осложняется, если из пласта в скважину вместе с нефтью поступает газ. Это приводит к снижению вплоть до срыва подачи насоса. Как правило, борьба с данным осложнением ведется погружением УЭЦН под динамический уровень, в результате чего давление на приеме насоса резко возрастает, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, но это понижает надежность. Обычно перед входом в насос устанавливают газосепараторы;образование песчаных пробок – вынос песка из пласта в ствол скважины приводит к нарушениям в призабойной зоне, к обвалу пород, и, как правило деформирует эксплуатационные колонны, что в свою очередь выводит скважину из строя.Можно выделить две группы борьбы с песком:1.Предупреждение и регулировка поступления песка в скважину установкой разного рода фильтров и крепление призабойной зоны.2.Вынос песка на поверхность.При содержании мехпримесей от 0,1 до 0,5 г/л применяют насосы износостойкого типа.Вывод:Сочетание целой группы негативных факторов, как неудовлетворительное состояние отборов жидкости, бездействие пробуренного фонда практически привели к разбалансировке проектной системы разработки.В связи с этим, необходимо по объекту БВ10 принять комплекс мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, таких как, увеличение темпов отбора. Необходимо снизить простаивающий фонд скважин, и провести оптимизацию насосного фонда скважин.При работе УЭЦН в скважинах выделены основные виды осложнений:твердые солевые отложения;АСП-отложения;агрессивная продукция скважины;вынос мех.примесей.3.3.1. СолеобразованияПри разработке Мегионского месторождения отмечаются случаи отложения минеральных солей в оборудовании добывающих скважин. В солевом фонде находятся 44 скважины с УЭЦН. Распределение солепроявляющих скважин по пластам представлено на рисунке 3.3.: наибольшие доли по пластам групп АВ1.Рисунок 3.3.- Распределение солепроявляющих скважин по пластамВозникновения твёрдых отложений на пластах группы “А” является следствием изменения глубины спуска УЭЦН, в среднем на 42м, и снижения динамического уровня на 167м. Динамика глубины спуска насоса и динамического уровня жидкости представлена на рисунке 3.4.Рисунок 3.4- Динамика глубины спуска насоса и динамического уровня жидкости.Интенсивность солепроявлений увеличивается при обводненности более 90%. Данная зависимость показана на рисунке 3.5. Кроме того, на интенсивность солепроявлений влияет увеличение дебитов скважин, на оптимизированых скважинах солепроявления в 2,5 раза больше.Рисунок 3.5- Зависимость солепроявления от обводненностиМинеральные соли, отобранные со скважинного оборудования, в основном представлены карбонатом кальция (СаСО3) или целестино - барит (SrS и BаSO4). Минеральный состав их установлен путем химического анализа.Для выявления причины солеотложения проанализированы химический состав пластовых, закачиваемых и попутно добываемых вод. Попутно добываемые воды характеризуются высоким содержанием бикарбонат-ионов, поэтому предрасположены к отложениям карбоната. Интенсивность осаждения осадка зависит от химического состава попутно добываемой воды и гидродинамических условий.Моделирование процесса осаждения показало, что из 1 литра попутно добываемой воды может отложиться от 88 до 500 мг карбоната кальция.Причина отложения целестинобарита обусловлено содержанием ионов бария и стронция в пластовых и закачиваемых (сточных) водах. При появлении в попутно добываемой воде сульфат ионов бария и стронция мгновенно в виде нерастворимых в воде сульфатов выпадают в осадок. Однако, содержание сульфат-ионов ни в пластовой, ни в закачиваемой (сточной), ни в попутно добываемых водах не установлено. Источником сульфат-ионов могут быть пластовые воды верхних горизонтов, поступающих на забой скважины из-за нарушения герметичности эксплуатационной колонны или при наличии заколонных перетоков. Таким образом, отложения целестинобарита в добывающих скважинах является показателем нарушения технического состояния скважины. Процесса солеотложения в этом случае можно избежать только прибегнув к ремонту скважин.Солевые осадки значительно осложняют эксплуатацию скважин, оборудованных УЭЦН. Учитывая, что по месторождению используют высоко-производительные ЭЦН, солеобразование в насосном оборудовании представляет наибольшую опасность.На рабочих частях и поверхностях погружных центробежных электронасосов образуется плотный камнеобразный осадок, толщина которого достигает 0,8 мм, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию насоса, перегреву и выхода из строя электродвигателя. Гарантийный период работы УЭЦН снижается до полугода, а в результате снижается МРП.Защита от солепроявлений производится закачкой реагента ПАФ-13, солепроявления удаляются закачкой соляной кислоты.Для предотвращения отложения карбонатов применяется ингибитор солеотложений ПАФ - 13А, а для предотвращения отложений сульфатов и карбонатов бария, кальция, магния - ингибитор солеотложений СНПХ - 5301, ТХ-1312.Разработано две технологических схемы обработок скважин:- закачка в затрубное пространство- закачка в пласт. Периодичность закачки реагента в затрубное пространство - 1 раз в месяц, закачки в пласт - 2-3 раза в год.Успешность защиты от солепроявлений в 2010 году составляет 96,3 %.3.3.2. ПарафинообразованияПри движении нефти от забоя к устью скважин вследствие понижения температуры и перехода легких фракций в газовую фазу происходит выпадение парафина и отложение его на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий. В результате этого уменьшается живое сечение труб, что приводит к снижению дебитов скважин и в конечном счете к образованию парафиновых пробок. Чем более шероховатую внутреннюю поверхность имеют подъемные трубы, тем при прочих равных условиях интенсивней отлагается на них парафин.В парафинистом фонде находятся 90 скважин, оборудованных УЭЦН, по сравнению с прошлым годом он уменьшился на 49 скважин. Распределение этих скважин по пластам представлено на диаграмме (рис. 3.6.), из которой видно, что основной АСПО - проявляющий пласт АВ1. Наиболее эффективные методы защиты от АСПО: применение АДП, скребки.Рисунок 3.6- Распределение АСПО - проявляющих скважин по пластамБорьба с отложения парафина в подъемных трубах ведется механическими, тепловыми и физико- химическими способами, а также с применением труб с гладкой поверхностью (в частности, остеклованных), что полностью исключает отложение парафина на их стенках.При механическом способе применяют скребки, которые периодически соскребают со стенок труб парафин, выносимый затем потоком жидкости на поверхность. Интервал между очистками для каждой скважины устанавливают опытным путем в зависимости от интенсивности отложения парафина.При тепловых способах подъемные трубы нагревают горячей нефтью. Для очистки труб горячей нефтью применяют агрегат 1АДП-4-150. Его также можно использовать для депарафинизации нефтепроводов, мерников и сепараторов.В НГДУ ОАО «СН-МНГ» для борьбы с парафиноотложениями на фонде скважин оборудованных УЭЦН применяется закачка диспергента ТХ-1907 производства ЛУК «Травис Кемикалс». Скважины обрабатывались один раз в месяц, обьем закачки реагента зависел от обводненности добываемой продукции. 3.3.3 Агрессивная продукция скважинРаспределение коррозионного фонда по пластам представлено на рисунке 3.7: наибольшее количество коррозионных скважин находятся на пластах АВ.Рисунок 3.7- Распределение коррозионного фонда по пластамЭксплуатация скважин с агрессивной добывающей жидкостью требует использования коррозионностойкого оборудования.3.3.4 Вынос механических примесейОсновным осложняющим фактором при эксплуатации УЭЦН на сегодняшний день остается работа в условиях выноса мех. примесей. Распределение мех.примесей по пластам представлено на рисунке 3.8, где видно, что наиболее интенсивный вынос мех.примесей происходит по пластам групп АВ.Рисунок 3.8- Содержание мех.примесей (мг/л) в продукции скважин по пластамРаспределение по пластам долей проб с градацией по КВЧ представлено в таблице 3.4, в которой видно, что доли проб с мех. примесями с КВЧ до 300 мг/л по всем пластам распределены практически равномерно, более 501 преобладают по пластам АВ.Таблица 3.4- Распределение по пластам долей проб с градацией по КВЧ.Пласт0-100 мг/л101-300 мг/л301-500мг/л501-1000 мг/л>1001 мг/лАВ125,045,114,410,15,5АВ2+324,546,413,79,55,9АВ4+527,746,212,08,75,5БВ843,142,87,24,92,0БВ1027,250,612,27,22,9ЮВ111,152,720,610,55,0Эксплуатация скважин с выносом мех. примесей требует использования износостойкого оборудования.4. ТехНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА МЕГИОНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ4.1. Конструкция скважинПод конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине. Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина- пласт».Конструкция скважин на Мегионском месторождении представлена следуюшей последовательностью:спуск кондуктора диаметром 324 миллиметра на глубину 520 метров (по вертикали) принят из расчета предотвращения гидроразрыва пород при возможном газопроявлении из сеномана при полном опорожнении и закрытом устье, а также с учетом установки его башмака в кровлю глин Галицкой свиты, в которых возможно наличие воды и газа от нарушений технологии поддержания пластового давления;спуск промежуточной колонны диаметром 245 миллиметров на глубину 1100 метров (по вертикали) предусмотрен с целью перекрытия водогазонасыщенной Талицкой свиты и газовой толщи Сеноманского яруса для возможностей дальнейшего безопасного углубления.Конструкция скважины приведена в таблице 4.1., и на рисунке 4.1. представлена схема конструкции скважины. В таблице 4.2. представлены диаметры и толщины обсадных труб.Группа прочности стали Д, К, Е, Л, М, Т. Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.Таблица 4.2-Диаметры и толщины обсадных труб, мм114127140146168178194219245, мм5,210,25,610,26,210,56,59,57,312,25,915,05,210,27,615,17,915,92732993243403513774064264735087,116,58,514,88,514,88,415,49,012,09,012,09,516,710,012,011,116,111,116,14.2. Конструкция устьевого оборудованияУстье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность: восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала; опрессовки фланцевых соединений;контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;проведение цементирования скважины.Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).Таблица 4.1.Конструкция скважиныНомер колонны в порядке спускаНазвание колонныИнтервал установки колонны по вертикали скважины, мНоминал.диаметр ствола скважины (долота)Характеристика трубыИзготовление обсадных трубНоминал. наружный диаметр обсадных труб, ммТип соединенияМакс. наружный диаметр соединения, ммОт (вверх)До(низ)1Направление0160520ГОСТ 632-80426НОРМКБ4512Кондуктор0520393,7ГОСТ 632-80323,9ОТТМБ3513Промежуточная01100295,3ГОСТ 632-80244,5ОТТМБ269,94Эксплуатационная01850215,9импортное168,3БАТРНс тефлоном187,7342900-260350 а) 1-направление Д=324мм., 2 - кондуктор Д-245мм., 3 - э/колонна Д=168(146)ммб)1 - направление Д=426мм., 2 - кондуктор Д-324мм., 3 - техн.колонна Д=245мм.,4 - эксплуатационная колонна Д=168(146)ммв)1 - направление Д=426мм., 2 - кондуктор Д-324мм., 3 - тех.колонна Д=245мм.,4 - эксплуатационная колонна Д=168(146)мм., 5 - хвостовик Д=114ммРисунок 4.1- Конструкция скважиныОсновные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6% без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25%.Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ - X1 - X2X3X4X5, где ОК - оборудование обвязки колонн; 2 - подвеска клиньевая; Х - число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 - рабочее давление; X2 диаметр эксплуатационной колонны; X3 - диаметр первой промежуточной колонны; X4 - диаметр направления; X5 - исполнение по коррозионной стойкости.Фонтанная арматура – является надежным средством оснащения технологических процессов на нефтегазопромыслах в умеренных и холодных климатических условиях и предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды.Арматуры оснащаются надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными запорно-регулирующими и отсечными устройствами.Фонтанные арматуры изготавливают по ГОСТ 13846-84 по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 Мпа.);схеме исполнения (восемь схем);числу спускаемых в скважину рядов труб (один, два концентричных ряда труб);конструкции запорных устройств;размерам проходного сечения по стволу скважины (50-150 миллиметров) и боковым отводам (50 – 100 миллиметров).Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.На Мегионском месторождении применяют следующие фонтанные арматуры :для УЭЦН – АФК-65x140,АФК-65x210,ОУЭН14-65x50У1,ОУ14x50ЭУ,АФК1Э-65x21-4 ;для фонтана – АФК-65x210 с малым фланцем,АФК-65x210 с большим фланцем,АФК-100/65x210,АФ-65x21-4 ;для ШГН – СУСГ-2-73 совместно сАФК-65x140,АФК-65-210,ОУ14x50ЭУ1 ;для ППД – АНК1-65x210,АФК-65x210 с малым фланцем,АФК-100x210,АНК-65x21-4.Все фонтанные арматуры комплектуются колонными головками ООК1 10”x95/8x65/8-210 или колонная головка конструкции ЦНИЛ “ ГАНГ “.На рисунках 4.2, 4.3, 4.4 показаны схемы обвязок устьев для УШГН, УЭЦН и ППД соответственно.Нефть в ГЗУ 8 9 12 1 1 7 12 13 14 10 16 15 6135 12 3 42 1 Рис. 4.2. Схема обвязки устья: способ УШГН.Обозначение:1 - экспл. колонна; 9 - полированный шток;2 - колонная головка;10 - обратный клапан;3 - нулевой патрубок с постаментом;11 - штуцерная колодка;4 - патрубок для замера давления в межколонном пространстве с вентилем и манометром;12 - манометры;13 - уплотнительные кольца;14 - эхолотный патрубок;5 - крестовина;15 - заглушка на эхолотный патрубок;6 - планшайба;16 - вентиль для отбора проб жидкости.7 - тройник;8 - герметизирующее устройство СУСГ;Нефть в ГЗУ 11 13 12 10 8 19 7 18 14 9 17 6 16 15 514 3421Рис. 4.