Аннотация 2
Содержание 3
Список обозначений и сокращений 5
Список иллюстраций 7
Список таблиц 8
Введение 9
1 Общая часть 11
1.1 Характеристика района работ 11
1.2 История освоения района 13
1.3 Выводы к разделу: 14
2 Геологическая часть 15
2.1 Геологическая характеристика месторождения 15
2.2 Стратиграфия 16
2.3 Тектоническое строение 22
2.4 Продуктивные пласты 23
2.5 Свойства пластовых жидкостей и газов 27
2.6 Выводы к разделу 29
3 Технологическая часть 31
3.1 Принцип разработки месторождения 31
3.2 Динамика показателей разработки фонда скважин 35
3.3 Осложнения при эксплуатации скважин 40
3.3.1 Асфальтосмолопарафиновые отложения 41
3.3.2 Отложения солей в нефтепромысловом оборудовании 44
3.3.3 Коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования 46
3.4 Выводы к разделу 49
4 Техническая часть 51
4.1 Типовая конструкция скважины 51
4.2 Оборудование скважин, эксплуатирующихся с помощью УЭЦН 52
4.2.1 Комплектующие узлы УЭЦН отечественного производства 54
4.2.2 Конструктивные отличия УЭЦН фирмы ”REDA” 62
4.3 Назначение и область применения УЭЦН 67
4.4 Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами 69
4.5 Выводы к разделу 73
5 Специальная часть 75
5.1 МРП (межремонтный период) - как основной показатель работы скважин,
оборудованных УЭЦН 75
5.2 Динамика МРП по Мамонтовскому региону за 2004г 75
5.3 Основные причины отказов УЭЦН 76
5.4 Эксплуатация УЭЦН в осложненных условиях и их влияние на МРП 80
5.4.1 Эксплуатация скважин подверженных карбонатным отложениям (соли) 80
5.4.2 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием КВЧ 82
5.4.3 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием АСПО 83
5.4.4 Эксплуатация скважин в периодическом режиме работы АПВ 84
5.5 Структура и динамика причин отказов УЭЦН 85
5.6 Анализ основных причин отказов УЭЦН 90
5.7 Подбор УЭЦН для эксплуатации скважин 96
5.8 Расчет скорости выноса частиц песка и определение критического дебита 100
5.9 Разработка мероприятий по увеличению МРП 103
Заключение 105
Список использованных источников 108
Дипломный проект посвящен анализу работы фонда скважин оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) отечественного и импортного производства по объекту БС10 Мамонтовского месторождения УДНГ Мамонтовского региона ОАО «Юганскнефтегаз».
Мамонтовское месторождение было открыто в апреле 1965 года скважиной 240. Получен фонтан нефти дебитом 75м3/сут из горизонта БС10. В 1965г по Мамонтовскому месторождению Тюменским геологическим управлением подсчитаны и утверждены в ГКЗ СССР запасы по категории С2. В 1968 г Мамонтовское месторождение переведено в промышленную разработку на баланс Главтюменьнефтегаза.
На данный момент месторождение находится на завершающей стадии разработки.
В 2004 году на месторождении было добыто 7179 тыс.т. нефти. Текущая обводненность составила 89%. Общий фонд скважин по месторождению составил 1847 шт.
Добывающий фонд скважин (по объекту БС10) оборудованных УЭЦН составляет 1076 шт. или 58 % от всего добывающего фонда. С применением УЭЦН в 2004 году было добыто 5097 тыс.т. нефти или около 71 % от общего объема. В процессе эксплуатации УЭЦН возникают осложнения, вызванные:
• ростом обводненности добываемой нефти;
• наличием механических примесей в добываемой продукции скважин;
• отложением в насосном оборудовании парафинов и солей,
что приводит к снижению добычи нефти по причине выхода насосов из строя, и как следствие, к снижению межремонтного периода.
Учитывая изложенное, тема дипломного проекта является актуальной. С целью выявления осложнений и разработке мероприятий по повышению эффективности работы УЭЦН на скважинах УДНГ Мамонтовского региона, выполнен анализ фактического состояния фонда скважин оборудованных УЭЦН, его структура по типоразмерам, по отечественным и импортным УЭЦН. Рассмотрены осложнения, структура основных причин отказов УЭЦН как технического так и технологического характера. Выявлены основные причины преждевременных отказов и разработаны мероприятия по их устранению.
Произведен подбор более надежного насосного оборудования и режима его работы. На основе анализа отчетов УДНГ Мамонтовского региона ОАО «Юганскнефтегаз», литературных источников и фактических промысловых данных по месторождению, в соответствии с типовым планом написания дипломного проекта проработаны все разделы, а также сделаны выводы и рекомендации по повышению эффективности применения УЭЦН на Мамонтовском месторождении.
В административном отношении Мамонтовское месторождение находится в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Из числа месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, Мамонтовское месторождение является третьим по величине в Западной Сибири после Самотлорского и Федоровского месторождений.
Месторождение открыто в 1965 году, введено в разработку в 1970 году согласно технологической схеме разработки, составленной ВНИИнефть и утвержденной в 1969 г. (протокол ЦКР МНП № 233 от 08.04.69) и в настоящее время находится на завершающей стадии добычи нефти.
Продуктивные пласты на месторождениях относятся к группе "А" - АС4, АС5-6 и "Б" - БС6, БС8, БСЮ, БСЦ. Залежи находятся на глубине 1900...2 500 м, характеризуются нормальными значениями пластовых давлений и температур (19,5...24,8 МПа и 63...80 °С) и относятся к пластово-сводовому типу. Основным объектом разработки месторождения является горизонт БСю-ц. Горизонт БСю-ц состоит из ряда крупных и мелких пластов и прослоев, частично или полностью отделённых друг от друга непроницаемыми разделами. Средняя нефтенасыщенная толщина пластов составляет 10м. Пластовая температура 69 - 79°С, пластовое давление 240атм, пласты высокопроницаемы - 0,240 мкм ,
Пластовые нефти маловязкие 3 - 5 мПас с незначительным газосодержанием 36 - 56 м /т, газовый фактор - 51,7 м /т, давление насыщения 7,3 - 9,1 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 799 кг/м , плотность нефти в стандартных условиях 876 кг/м3 .
С начала разработки с 1970 года горизонт БСю предусматривалось разрабатывать с поддержанием пластового давления по блоковой 3-рядной системе путем поперечного разрезания залежи на 13 блоков. Скважины в зоне отбора размещались по редкой трехрядной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 750 м.
В 1978 году СибНИИНП была выполнена уточненная технологическая схема разработки месторождения (утверждена протоколом ЦКР МНП № 586 от 16.05.78). По основному объекту БСю была предложена более интенсивная система воздействия путем преобразования 3-рядной блоковой системы заводнения в блочно-квадратную. Плотность сетки скважин по объекту БСю - 31 . 10 м /скв.
В 1980 году СибНИИНП был проведен авторский надзор за разработкой Мамонтовского месторождения. Проектный фонд скважин был увеличен за счет разбуривания ВНЗ пласта БСю, а также за счет разукрупнения объекта БСю-n с выделением пласта БСц в самостоятельный объект разработки.
К 1982 году были в целом сформированы проектные решения по основным объектам разработки Мамонтовского месторождения, но отсутствовал единый проектный документ, обосновывающий стратегию разработки месторождения в целом. Таким документом явилась технологическая схема разработки месторождения, выполненная СибНИИНП в 1982 году. Протоколом ЦКР МНП (№ 1024 от 18.05.83) была утверждена дополнительная записка к технологической схеме разработки месторождения.
На Мамонтовском месторождении на 01.01.2005 пробурено всего 5137 скважин эксплуатационного фонда, в том числе 3629 добывающих, 1508 нагнетательных.
Добыча нефти в 2004 году составила 7179 тыс.т нефти, или 18% максимального уровня добычи нефти, достигнутого в 1986 году, что практически соответствует уровню предыдущего года. Годовая добыча жидкости в 2004г. - 69,6 млн.т (44% максимального уровня добычи жидкости 1990 года). С начала разработки на месторождении добыто 519755 тыс.т нефти, извлечено 1656 млн.т жидкости.
Конструкция скважины на Мамонтовском месторождении в целом соответствует требованиям технологических проектов и состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны.
Основным способом добычи углеводородного сырья на Мамонтовском месторождении - является механизированный, с помощью УЭЦН или ШГН, предпочтение при этом отдается УЭЦН. УЭЦН эксплуатируются скважины с дебитом 20-80 м3/сут. и высотой подъема до 2000 м. Глубина спуска насоса на месторождении в пределах от 1000м до 1700м в зависимости от глубины и дебита конкретной скважины. Установки ЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных. Рабочая среда - пластовая жидкость: смесь нефти, попутной воды и газа.
Штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) эксплуатируют скважины с дебитом - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м (иногда до 3200 - 3400 м). Для Мамонтовского месторождения средняя глубина спуска насоса составляет 2250м.
Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин.
Исходя из графика «Динамика МРП скважин оборудованных УЭЦН» видно, что на конец 2003 года МРП составлял для отечественных УЭЦН - 456 сут., для УЭЦН импортного производства - 985 сут., а на конец 2004 года наблюдается уменьшение МРП, он составил: для отечественных - 381 сут., для импортных - 900 сут., это связано с увеличением количества отказов.
Наиболее частыми причинами отказов на Мамонтовском месторождении являются солеотложения (451скв.) засорения мех. примесями (290 скв.) и парафиноотложения (96 скв.).
Для увеличения МРП скважин нужно свести к минимуму количество отказов, а для этого бороться с их причинами.
Методы борьбы с каждыми из них различны.
По борьбе с солеотложениями были рассмотрены и проанализированы методы такие как закачка ингибитора через УДЭ, и соляно-кислотная обработка. Можно сказать, что до установки УДЭ и до проведения СКО скважины останавливались по причине солей, а после - в основном по другим причинам (дефект кабеля, брак эксплуатации, и т.д.).
По борьбе с механическими примесями - применение фильтра ФС-73. Использование фильтра предотвращающего вынос проппанта позволяет эксплуатировать скважину на максимальных режимах, сократить потери нефти за счет отсутствия насосов «жертв», сократить затраты за счет увеличения наработки на отказ погружного оборудования и сокращения продолжительности ремонта скважины.
Основными направлениями по дальнейшей работе с фондом скважин на месторождении являются: сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);
оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);
широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
