Методика подбора УЭЦН к скважине в условиях Приобского нефтяного месторождения
ВВЕДЕНИЕ
Погружные центробежные насосы (УЭЦН) в настоящее время являются одним из
основных средств механизированной эксплуатации нефтяных скважин. На их долю
приходится более 53% добываемой в России нефти и более 63% извлекаемой из
скважин жидкости.
Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это
правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины
таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой,
кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и
такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и
технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в
установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.
Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением
относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.
В настоящем квалификционном проекте применяется упрощенный вариант
методики подбора УЭЦН к скважине, рассчитанный на возможность осуществления его
с помощью калькулятора.
В отличие от известных, применяемый способ учитывает возможность
оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от
вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.
1. ОБЩАЯ
ЧАСТЬ
.1
Характеристика района работ
Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено
в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской
области.
Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100
км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу
наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало
возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.
Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское,
расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной
близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.
Территория Приобского месторождения на 80% находится в природоохранной
зоне.
Железная дорога Тюмень - Сургут, введенная в действие в 1976 г., проходит
в 75 км к юго-востоку от месторождения. Ближайшие станции Салым и Куть-Ях.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой -
Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской
поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений
сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м.
Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй
надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции.
Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая
протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке
соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной
Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью
Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр,
наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое.
Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием
при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким
тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь
(среднемесячная температура -19,5°С). Абсолютный минимум -52°С. Самым тёплым
является июль (среднемесячная температура +17°С), абсолютный максимум +33°С.
Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на
тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и
продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м.
Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на
сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные
почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы
речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир
разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и
реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на
водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и
достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0°С.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не
изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение).
Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя,
более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ,
являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких
населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.
.2 История
освоения района
Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. в результате бурения и
испытания разведочной скважины №151, при испытании которой были получены
притоки нефти из юрских отложений тюменской свиты (Ю2) и из
готеривского горизонта АС11 на выявленном ранее сейсморазведкой
поднятии. После завершения разведочных работ (примерно 220 разведочных скважин)
получены следующие результаты:
- выявлена промышленная нефтеносность в нижнемеловых отложениях готеррив
- барремского возраста - АС7,АС9, АС100,
АС101, АС102-3, АС110,
АС111, АС112-4, АС120,
АС121-2, АС123;
- обнаружены залежи нефти в юрских отложениях тюменской свиты;
установлена невысокая перспективность трещиноватого коллектора
баженовской свиты в пределах Приобского месторождения.
Месторождение крупное, занимает площадь 2 тыс. км2.Введено в
разработку в 1988 г., осваивается очень медленными темпами. Это связано как с
особенностями его географического расположения, так и со сложностью строения
недр.
Особенностью Приобского месторождения является развитие сложнопостроенных
продуктивных пластов, оборудованных частым переслаиванием локально развитых
песчано-алевралитовых линз. Продуктивные пласты месторождения характеризуются
наклонным (клиноформенным) залеганием.
До 1996 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме
"Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка
Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в
1990 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11,
АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной
схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12.
В 1997 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической
схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского
месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке
левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части
месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация
блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в
дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
В настоящее время выделено три объекта разработки - пласты АС10,
АС11, АС12, каждый из которых первоначально
разрабатывался по трехрядной системе разработки с плотностью сетки - 25 га /
скв.
2.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1
Геологическая характеристика месторождения
Уникальное Приобское месторождение входит в крупную Хулымско-Приобскую
зону нефтегазонакопления, которая в виде широкой полосы протягивается с севера
на юг в центральной части Западно-Сибирской равнины.
В тектоническом отношении Приобское месторождение приурочено к
Сургутскому своду, самой крупной положительной структуре 1 порядка.
Месторождение расположено в его юго-западной части.
Приобская структура согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского
платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизе (ред. Нестеров И.И., 1980
г.), располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского
мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого
порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и
отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами
проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему
горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят
отображение все структурные элементы. В юго-западной части района -
Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части -
Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское,
осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной
части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское
поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский
структурный нос.
Геологический разрез Приобского месторождения (рисунок 2.1.) сложен
мощной толщей (более 3000 м) осадочных терригенных пород, подстилаемых
эффузивами пермотриасового возраста. Интерес представляют осадочные
мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная
нефтегазоносность, залегающие на породах доюрского комплекса, представленных
корой выветривания.
Доюрские образования (Pz). В
разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к
консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами,
гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как
промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные
отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650 м.
Юрская система (J).
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В
ее составе выделяются тюменская (J1+2),
абалакская и баженовская свиты (J3).
Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на
породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и
представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового
состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах
месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты
согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит.
Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками
известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней
части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.
Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными,
битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и
органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.
Меловая система (K).
Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним
отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская,
алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская,
уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами
с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в
ачимовскую толщу.
В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка
тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.
Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В
разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.
Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов
и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же, как и
песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7,
АС9, АС10, АС11, АС12. Толщина
свиты изменяется от 290 до 600 м.
Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a) в верхней части с прослоями
битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты
изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей
углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.
Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит.
Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием
песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного
детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на
северо-востоке.
Ханты-Мансийская свита (K1a-2s)
представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с
преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются
обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.
Уватская свита (K2s) представлена неравномерным
переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие
обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря.
Толщина свиты 283-301 м.
Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две
подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями
опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми,
темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.
Ганькинская свита (K2mP1d)
состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами
глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.
Палеогеновая система (P2). Палеогеновая система включает в
себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской
свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные -
континентальными.
Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых.
Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты
125-146 м.
Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней
части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.
Тавдинская свита, завершающая разрез морского палеогена, выполнена
глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180
м.
Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими
отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с
прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.
Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков,
серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми
и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не
превышает 80 м.
Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых
с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.
Четвертичная система (Q). Присутствует повсеместно и представлена в
нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней -
болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина
составляет 70-100 м.
.2
Продуктивные пласты
На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по
толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и
составляет более 2,5км.
Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены
из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской
(пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся
геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не
достаточно обосновано.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС,
где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты
заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к
линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных
отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным
структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе
продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в
продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти,
связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела,
полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта
определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7,
где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе
пластов АС10-АС12.
Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л. Наумова,
А.А. Нежданова, В.И. Игошкина, Г.Н. Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др.
/9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном
строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких
выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным
материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно
глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления
обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при
относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении
береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании
региональных клиноформ. В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной
седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором,
определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных
тел-коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов явилась
геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.
Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо
наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу
относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более
пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина
(фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют
собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии
перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного
материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый
«шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка
шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах
дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты
данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы.
Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ.
В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено несколько пластов:
АС123, АС121-2, АС120,
АС112-4, АС111, АС110,
АС102-3, АС101, АС100,
объединенные в три продуктивных горизонта и пласты АС9, АС7.
Продуктивный горизонт АС12. Пачка продуктивных пластов АС12
залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения
формирования, глубоководной частью. По площади развития коллекторов она
представляется наиболее обширной. Вскрыт практически всеми пробуренными
скважинами и представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на
северо-восток в виде широкой полосы с экстремумами эффективной толщины в
центральной части (до 42 м. в районе скв. № 237), и также на локальных участках
в восточной зоне (37,6 м. в районе скв. №261). Размеры залежи нефти горизонта
АС12 - 42х25км. Нефтенасыщенная толщина 21,8 м., проницаемость
низкая 5,1 мД.
В составе горизонта АС12 выделяется три объекта: АС120,
АС12 1-2, АС123, которые
разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади
глинами, толщина которых колеблется от 4-10 м.
Зона развития коллекторов пласта АС120 приурочена к
центральной части месторождения. Основная залежь представляет собой
линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Глубина
залегания - 2555 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м (скв. №172) до
27 м (скв. №262). Наиболее высокая отметка - 2483 м. зафиксирована в скв. №262,
наиболее низкая - 2647м. в скв. №245. Площадь нефтеносности почти 27 тыс. га,
коэффициент песчанистости 0,45, коэффициент расчлененности 7. Запасы нефти
составляют 12% от запасов горизонта.
Пласт АС121-2 занимает наиболее обширную территорию
на месторождении и наблюдается в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного
песчаного тела, приуроченного к центральной части месторождения. Основная
залежь пласта приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде
локальными поднятиями (район скв. №242, 180) и впадинами (район скв. №246, 400)
с зонами перехода между ними. Продуктивный пласт АС121-2
включает, вероятно, ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных
тел, о чем свидетельствует сложное тонкое чередование песчано-алевролитовых
разностей, текстурно - структурные особенности отложений по разрезу.
Нефтенасыщенная толщина изменяется в широком диапазоне от 0,8 м (скв. №407) до
40,6 м (скв. №237), при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает
центральную часть залежи, а также восточную (район скв. №261). Площадь
нефтеносности - 93 тыс. га. Нефтенасыщенная толщина 11,3 м. Основная доля
запасов (81%) приходится на пласт АС121-2. Коэффициент
песчанистости 0,4. Коэффициент расчлененности 10.
Таблица 2.1
Геолого-физическая характеристика пластов
|
Параметры
|
Горизонты, пласты
|
|
А10(1)
|
А10(2-3)
|
А11(1)
|
А12(1-2)
|
А12(3)
|
|
Средняя глубина, м.
|
2387
|
2464
|
2434
|
2673
|
2695
|
|
Тип залежи
|
Литологически
экранированный
|
|
Тип коллектора
|
Терригенный, поровый
|
|
Нефтенасыщенная толщина, м
|
3,5
|
6,6
|
10,6
|
11,3
|
4,4
|
|
Средняя
|
|
|
|
|
|
|
проницаемость
|
19
|
18
|
47
|
5,4
|
4,8
|
|
Средняя пористость,Д. Ед.
|
0,19
|
0,19
|
0,2
|
0,18
|
0,18
|
|
Пластовое давление,Мпа
|
23,4
|
24,3
|
24,6
|
25,1
|
25,4
|
|
Давление насыщения, МПа.
|
9,9
|
8,7
|
11,8
|
10,2
|
14,3
|
|
Пластовая температура, С.
|
88
|
87
|
89
|
88
|
92
|
|
Вязкость пластовой нефти,
Па * с.
|
1,52
|
1,85
|
1,37
|
1,6
|
1,6
|
|
Вязкость пластовой воды
|
0,36
|
0,36
|
0,35
|
0,35
|
0,35
|
|
Соотношение вязкости нефти
и воды
|
4,2
|
5,1
|
3,9
|
4,6
|
3,1
|
|
Плотность нефти в пов. усл.
кг/м3
|
873
|
869
|
869
|
869
|
886
|
|
Плотность нефти в пл.
усл.кг/м3.
|
785
|
782
|
769
|
792
|
753
|
|
Содержание серы в нефти, %.
|
1,32
|
1,08
|
1,26
|
1,21
|
1,11
|
|
Содержание парафина в
нефти, %.
|
2,65
|
2,35
|
2,48
|
2,48
|
2,64
|
|
Газосодержание,м3/т.
|
67
|
66
|
80
|
69
|
69
|
|
Газовый фактор,м3/т.
|
54
|
55
|
70
|
59
|
59
|
|
Начальные запасы нефти
(кат. С1+С2), тыс. т.
|
|
|
|
|
|
|
- балансовые
|
142804
|
195348
|
665775
|
1021268
|
75886
|
|
- извлекаемые
|
32318
|
45172
|
256188
|
231552
|
10746
|
.3
Характеристика водоносных комплексов
Приобское месторождение является частью гидродинамической системы
Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие
водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750
м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические
этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и
характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет
собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между
собой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных
горизонта:
- водоносный горизонт четвертичных отложений;
- водоносный горизонт новомихайловских отложений;
- водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве
основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого
водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако
вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть
рекомендован новомихайловский горизонт (Ф8).
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского
возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших
глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима,
формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую
газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж
отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных
природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных
комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии,
но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго
комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются
подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей
слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской,
ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно
однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью
из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
.4
Свойства пластовых жидкостей и газов
Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11
и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер
изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих
выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти
средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового
(высокая степень пережатия).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу
эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной
неоднородности нефти в пределах залежей.
В таблице 2.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа,
разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС12.
Нефти пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11,
молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6
- С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно
преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Таблица 2.2
Компонентный состав
|
Наименование, мольное
содержание,%
|
Пласт АС12
|
|
При однократном
разгазировании пластовой нефти в стандартных усл.
|
При дифференц.
разгазировании пластовой нефти в рабочих усл.
|
Пластовая нефть
|
|
выделив. газ
|
нефть
|
выделив. газ
|
нефть
|
|
|
Двуокись углерода
|
1,08
|
|
1,67
|
0,02
|
0,57
|
|
Азот + редкие,
|
0,96
|
|
0,76
|
0
|
0,27
|
|
в т.ч. гелий
|
0,009
|
|
|
|
|
|
Метан
|
64,29
|
0,04
|
68,28
|
0,05
|
23,87
|
|
Этан
|
8,25
|
0,06
|
11,11
|
0,48
|
4,10
|
|
Пропан
|
13,67
|
1,07
|
11,81
|
3,24
|
6,18
|
|
Изобутан
|
2,30
|
0,40
|
1,27
|
1,05
|
1,16
|
|
Норм. Бутан
|
5,79
|
2,38
|
3,24
|
3,91
|
3,69
|
|
Изопентан
|
1,29
|
1,42
|
0,56
|
1,80
|
1,25
|
|
Норм. Пентан
|
1,42
|
2,88
|
0,70
|
2,93
|
2,19
|
|
Гексаны
|
0,67
|
7,49
|
|
|
|
|
Гептаны
|
0,26
|
6,68
|
0,60
|
86,52
|
56,72
|
|
Остаток (С8+ высшие)
|
0,02
|
77,58
|
|
|
|
|
Молекул. масса
|
27,19
|
225
|
24,51
|
218
|
150,2
|
Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12,
растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности
более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10)
- 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение
С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что
характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%,
пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие
0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые,
малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до
350°С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с
содержанием фракций до 350°С от 45% до 54,9%.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11
и АС12 - II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей
и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора,
подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
ступень - давление 0,785 МПа, температура 10°С;
ступень - давление 0,687 МПа, температура 30°С;
ступень - давление 0,491 МПа, температура 40°С;
ступень - давление 0,103 МПа, температура 40°С
3.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Принцип
разработки Приобского месторождения
Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году. Месторождение
разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки
первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП в
1988 году.
С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической
схеме опытно-промышленной эксплуатации Левобережной части приобского
месторождения, включая Пойменный участок №4», с реализацией блоковой трехрядной
системы (плотность сетки - 25 га/ скв.). С переходом в дальнейшем на более
поздней стадии на блочно-замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта
АС12 - применение площадной семиточечной системы заводнения
(плотность сетки -25 га/скв.).
На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто
5761.260 тыс.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут.,
обводненность 3,46%. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м3.
воды, накопленная компенсация 90,7%.
В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в
1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была
направлена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ
были получены следующие результаты:
вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12
т/с.
соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.
сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.
В таблице 3.1 приведено выполнение мероприятий за 1998 год.
Таблица 3.1
Выполнение геолого-технических мероприятий за 1998 год
|
Показатели
|
Факт
|
План
|
|
Добыча нефти, тыс. т
|
1195
|
1335
|
|
Бурение, тыс. м
|
40,8
|
225
|
|
Ввод новых добывающих скв.,
шт.
|
40
|
61
|
|
Средний дебит новых скв., м3/сут
|
18
|
40
|
|
Эксплуатационный фонд скв.,
шт.
|
411
|
450
|
|
Действующий добывающий фонд
скв., шт.
|
319
|
354
|
|
Бездействующий фонд скв.,
шт.
|
92
|
88
|
|
Фонд нагнетательных скв.,
шт.
|
102
|
139
|
|
Перевод скв. в ППД, шт.
|
28
|
40
|
|
Закачка воды, тыс. т
|
2172,5
|
1907
|
|
Количество КРС, шт.
|
50
|
91
|
|
Количество ПРС, шт.
|
276
|
361
|
|
Обводненность, %
|
3,44
|
5,3
|
|
Количество ГРП, шт.
|
80
|
Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс. т. при плане 1335 тыс.
т.
Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:
снижение производственных показателей, в связи с финансовыми трудностями;
невыполнение плана по вводу новых скважин;
невыполнение плана по переводу скважин под закачку.
Основные потери в добыче нефти представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2
Потери в добыче нефти
|
Мероприятия
|
План, тыс. т.
|
Факт, тыс. т.
|
Отклонение, тыс. т.
|
|
Ввод новых, скв.
|
163
|
0,588
|
-162,412
|
|
ГРП
|
115
|
68,8
|
- 46.2
|
|
КРС
|
20
|
11
|
- 9
|
|
Итого
|
298
|
80,388
|
- 217,612
|
Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила: АС10 -
362,1 тыс. т; АС11 - 260,9 тыс. т; АС12 - 572 тыс. т.
Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2%, по участку 2,15% от
начальных извлекаемых запасов.
Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных
пластов АС11 и АС12.
По пласту АС12 наблюдается снижение объемов добычи, это
связано с тем, что по пласту АС12 проводилась основная доля ГРП в
1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.
Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН -
70,6%, ШГН - 25,8%, фонтаном - 3,6%. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258
тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважинам в целом
по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам наблюдается
увеличение среднего дебита: с 8,6 до 9,5 т/сут. (пласт АС10), с 7,2 до8,2 т/сут
(пласт АС11), а по пласту АС12 - снижение.с 8,5 до 7,5 т/сут.
Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин: действующий
фонд скважин - 319, бездействующий фонд - 92.
Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин, за счет
перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2
скважины из освоения прошлых лет и 1скважина из пьезометрического фонда.
Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.
В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400
тыс. м3 - с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7%, текущая
139,6%.
Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на
скважину 97 м3/сут.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.
Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99 г.: эксплуатационный фонд - 102,
действующий фонд - 69, бездействующий фонд - 30,освоение - 3.
В целом по залежам пластов АС11 и АС12 наблюдается
рост пластовых давлений АС11 - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС12
- с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление. А по пласту
АС10 наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2
атм. до 247,8 атм.
В бездействующем фонде скважин находится 29%, это связано с тем что
нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период
законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.
Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10%, что связано
с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС10
увеличилась с 82% до 88%, АС11 - с 40% до 60%., АС12 - с
97% до 111%.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам: АС10
- 5,8:1, АС11 - 8:1, АС12 - 4,9:1.
Компенсация по пласту АС12 с начала разработки достигла 111% с
одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение
добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение
закачки по пласту АС12 не нужно, а необходимо распределение ее по
площади.
По пластам АС10 и АС11, как видно из таблицы,
необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это
предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить
очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение механических
примесей на водозаборах.
3.2
Динамика показателей разработки и фонда скважин
Таблица 3.3
Динамика основных показателей разработки правобережной части Приобского
месторождения за 2000 год
Рисунок
3.1 - Динамика добычи жидкости и нефти
Рисунок
3.2 - Динамика изменения среднего дебита по действующим скважинам
Рисунок
3.3 - Динамика фонда добывающих скважин
Рисунок
3.4 - Динамика изменения добывающего и нагнетательного фонда
3.3
Осложнения при эксплуатации скважин
Одной из причин бездействия скважин Приобского месторождения являются
аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и
прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны
насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта
скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах,
при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение
ловильных работ. На части из этих скважин проведение работ по извлечению
упавшего оборудования оказалось безуспешным. Методология работы с такими
скважинами заключается в следующем:
·
при наличии
остаточных запасов нефти в районе данной скважины - проведение операции по
зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных
запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы
за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части
таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;
·
при отсутствии
ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на
вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты
(выбирается наиболее экономически выгодный вариант);
·
если в
продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения
вышеупомянутых работ - скважина должна быть ликвидирована.
Причиной бездействия скважин являются различные неисправности наземного
оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры).
Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении
должны стать:
1) сокращение неработающего фонда путем
планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам
(улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки,
учет многопластового характера месторождения);
2) 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);
3)
1) широкое внедрение новых технологий,
позволяющих повысить эффективность использования фонда (зарезка дополнительных
горизонтальных стволов, внедрение в больших объемах потокоотклоняющих МУН).
.3.1 Пескообразование
Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается
рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов,
слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что
обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых
пород на забой скважины.
Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации
добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и
снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать
заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подземных труб, деформацию
колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы
бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период
работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор,
связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение
песка в наземном оборудовании, трубопроводах.
В настоящее время 159 нефтяных скважин (более 36% эксплуатационного
фонда) Приобского месторождения эксплуатируются с повышенным содержанием
мехпримесей в добываемой продукции, количество которых колеблется в широком
диапазоне от 0.028 до 23.182 г/л. И это является причиной отказа ЭЦН в 16% всех
поломок.
В зависимости от геолого-физических характеристик нефтяных пластов,
способа эксплуатации добывающих скважин следует отметить ряд особенностей в
распределении осложненньх объектов:
из общего числа скважин с повышенным выносом мехпримесей 44.0% приходится
на продукцию пласта АС12, 23.3% - на продукцию пласта АС10, 10.7% - на
продукцию пласта АС11, 22.0% - на скважины совместно эксплуатирующие
вышеперечисленные пласты. Однако, относительно численности скважин ЭЦН
раздельно или совместно эксплуатирующих нефтяные горизонты это распределение
выглядит несколько иначе: 48.7% скважин эксплуатирующих пласт АС10 осложнено
повышенным пескопроявлением, для пластов АС12 и АС11 эта величина составляет
38.7 и 29.8%, соответственно; 29,4% скважин совместно эксплуатирующих вышеперечисленные
пласты осложнены пескопроявлением.
анализ динамики выноса мехпримесей из выделенных в отдельную выборку 36
добывающих скважин, на которых проведен гидроразръгв пласта и имеются
сопоставимые с датой гидроразрыва сведения о количестве выносимых из пласта
мехпримесей, показывает, что в результате ГРП на 26 скважинах (72.2%)
наблюдалось увеличение КВЧ, на остальных 10 скважинах (27.8%) данного явления
не отмечено. В результате проведения ГРП наблюдался один (на 15 скважинах -
57.7%), либо два (на 11 скважинах - 42.3%) максимума в изменении количества
выносимых мех-примесей. Причем на большинстве - 16 скважинах (61.5%)
максимальный вынос мехпримесей наблюдался через 1 месяц после воздействия на
пласт, на 6 скважинах (23.1%) этот период составил 2-3 месяца, на остальных
объектах - 4-6 месяцев.
На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность
параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в
скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины,
вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими
причинами. Зачастую вынос мех примесей связан и с неудовлетворительной
подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
На рисунках 3.6-3.9 представлены зависимости изменения во времени дебита
и содержания мехпримесей в добываемой продукции для скважин, на которых был
проведен ГРП рисунки 3.6; 3.7, либо нет, рисунки 3.8; 3.9.
Полученные
результаты указывают на имеющуюся взаимосвязь количества выносимых из скважины
мехпримесей с ее дебитом: увеличение дебита, как правило, приводит и к росту
содержания мехпримесей в выносимой скважинной продукции. Так как данное явление
свойственно не только скважинам на которых проведен ГРП, так и тем, где
гидроразрыв не проводился, то это указывает на то, что вынос песка в большей
степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных
слабосцементированными коллекторами. Следует отметить, что из скважин, где
проведен гидроразрыв, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных
частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, ибо под воздействием
гидроразрыва нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту
содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции.
Запуск
и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается кратковременным
увеличением содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, что
связано с увеличением депрессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение
содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05% приводит к
эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и
трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Приобского месторождения
желательно ограничить вынос мехпримесей уровнем 432-434 мг/л.
Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мехпримесей из
пластов Приобского месторождения следует отнести:
наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к
фильтрационному размыву;
значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов. нарушающим
целостность породы;
нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин.
Для повышения надежности предлагается конструкция ЭЦН с завихрителем,
обеспечивающим круговое движение потока и, тем самым, из-за разности плотностей
мехпримесей и жидкой фазы под действием центробежной силы, отделение
мехпримесей от перекачиваемой продукции. Очистка продукции от мехпримесей
позволит повысить теплоемкость и теплопроводность перекачиваемой жидкости, что
способствует увеличению теплоотвода от электродвигателя и повышению надежности
насосного агрегата в целом и за счет снижения абразивного износа узлов агрегата.
.3.2 Парафиноотложения (около 8%)
Парафиноотложения является причиной отказа УЭЦН в основном в зимнее время
года. В основном парафин откладывается на стенках НКТ у режимных малодебитных
скважин.
Для борьбы с парафином на Приобском месторождении используют 3 способа:
· Тепловой (АДП): Закачивают горячую нефть (t = 90 град.) через затрубное
пространство.
· Химический: Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное
пространство.
· Механический: Через лубрикатор спускается в НКТ скребок.
АДП Закачивают горячую нефть (t = 90оС) через затрубное пространство. Одна операция требует
нефти в объеме 29 м3 (два автомобиля-ЦР 15 м3 и 14 м3)
и специальный агрегат для нагрева нефти.
Вся операция занимает 2-2,5 часа, при не работающем электродвигателе,
запуск его производится через 2 часа после операции.
Закачивают хим. реагент Нефрас через затрубное пространство, при
работающем ЭЦН. Подача хим. реагента производится посредством дозатора (ОЗНА -
Дозатор).
Парафин начинает выпадать на глубине 800м: с 800м до 650м оседает мало
парафина, считается, что пробка может образоваться с 650м до устья. Скребок
спускают до 650 м. Для повышения его массы снизу прикреплен лом весом в
несколько килограмм. Спуск-подъем происходит при работающем ЭЦН. Сам процесс
удаления парафина со стенок скважины происходит при подъеме скребка и парафин
выносится потоком добываемой жидкости.
Эффективность применения этих методов на Приобском месторождении разная и
распределяется следующим образом:
) АДП (закачка горячей нефти);
) Спуск скребка;
) Закачка хим. реагента Нефрас
.3.3 Некачественная эксплуатация ЭЦН
Некачественная эксплуатация ЭЦН является причиной отказа в 20% случаев. К
ним можно отнести:
Брак вывода на режим;
Брак эксплуатации;
Обрыв скребка при депарафинизации
Как правило, это происходит в результате халатного отношения рабочих к
своим обязанностям. Чтобы избежать подобных случаев, надо следовать регламентам
о пуске ЭЦН в работу и эксплуатации.
.3.4 Некачественная подготовка скважины и УЭЦН
Некачественная подготовка скважины и УЭЦН является причиной отказа в 32%
случаев.
К ним можно отнести:
·
Негерметичность
лифта
·
Мех. повреждения
кабеля
·
Некачественный
подбор УЭЦН к скважине (необеспечен приток, повышенная температура и т.д.)
·
Брак комплектации
Что бы избежать подобных случаев надо всего лишь следовать регламентам о
спуске УЭЦН в скважину и повысить качество расчетов подбора УЭЦН к спуску в
скважину или поручать подбор установки более квалифицированным специалистам.
4.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1
Конструкция скважин
Эксплуатационная надежность скважины во многом определяется ее
конструкцией. Для Приобского месторождения с учетом геолого-технических условий
проводки скважин, уровня современной применяемой технологии, условий
предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения и последующей
эксплуатации скважин рекомендуется следующая их конструкция: направление
диаметром 323,9 мм спускается на глубину 40м., подъем цемента до устья;
кондуктор диаметром 244,5мм - глубиной спуска для добывающих скважин - 750 м,
для нагнетательных - 750м., цементируются до устья; эксплуатационная колонна из
труб западного производства диаметром 146,1м, спускается до проектного забоя,
цементируется с подъемом цементного раствора на 100 м. выше башмака кондуктора.
Закачка воды в нагнетательные скважины должна производиться по колонне
насосно-компрессорных труб.
Конструкция нагнетательных скважин должна обеспечивать надежную
эксплуатацию скважин в течение всего срока разработки месторождения при
проектном давлении нагнетания. В целях защиты обсадной колонны нагнетательных
скважин от высокого давления нагнетания (18,0 МПа) низ колонны НКТ следует
оборудовать пакером. Устья нагнетательных скважин рекомендуется оборудовать
арматурой типа АНК -1-65х210. В связи с тем, что на месторождении норма закачки
менее 100м/сут., устья нагнетательных скважин при эксплуатации в зимнее время
рекомендуется утеплять пенополистирольными колпаками и организовать обогрев
гибкой электронагревательной лентой. Весь нагнетательный фонд должен быть
оснащен расходомерами и регуляторами расхода воды.
4.2
Подземное и устьевое оборудование
Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна
НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный
насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).
Рис. 4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса УЭЦНМ: 1 -
обратный клапан; 2 - спускной клапан; 3 - металлический пояс; 4 - НКТ; 5 -
кустовая подстанция (КТППНКС); 6 - кабель; 7 - ЭЦН; 8 - ПЭД
Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно
соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема
сборки арматуры должна быть утверждена объединением.
Арматура до установки на устье скважины должна быть спрессована в
собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная
арматура после установки на устье скважины должна быть спрессована на
максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты
опрессовки должны быть оформлены актом.
Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться
с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими
условиями на монтаж арматуры.
Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на
скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.
нефтяной скважина центробежный насос
5.
СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
.1 Выбор
типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину
Для выбора типоразмера установки погружного центробежного насоса и
глубины спуска насоса в скважину выполняем следующие операции.
Составляем таблицу исходных данных для пласта А11.
Таблица 5.1
Основные параметра пласта, скважины и скважинной продукции
|
№п/п
|
Наименование параметра
|
Единица измерения
|
Символ
|
Значения
|
|
1
|
Пластовое давление,
приведенное к верхнему ряду отверстий фильтра эксплуатационной колонны
|
МПА
|
Рпл
|
24,6
|
|
2
|
Температура продукции у
верхних отверстий фильтра, практически равная температуре пласта
|
К
|
Тф
|
357
|
|
3
|
Геотермический градиент
(средний) горных пород вскрытых скважиной
|
К/м
|
G
|
0,030
|
|
4
|
Расстояние по вертикали от
устья скважины до верхних отверстий фильтра
|
М
|
Нф
|
2435
|
|
5
|
Средний угол между осью
ствола скважины и вертикалью
|
Град
|
q
|
13
|
|
6
|
Внутренний диаметр
эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН
|
М
|
Dэк
|
0,152
|
|
7
|
Коэффициент продуктивности
скважины
|
м3(сут*Мпа)
|
К
|
21,2
|
|
8
|
Поправка на влияние
попадания в призабойную зону пласта технологической жидкости при промывках
или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности
|
Безразмерная
|
c
|
0,5
|
|
9
|
Давление в выкидной линии
скважины
|
Мпа
|
Рл
|
1,5
|
|
10
|
Технологическая норма
отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит
скважины)
|
м3/с
|
Qжсу
|
0,0015
|
|
11
|
Внутренний диаметр колонны
НКТ
|
м
|
Dнкт
|
0,062
|
|
12
|
Эквивалентная шероховатость
внутренних стенок НКТ
|
м
|
Кэ
|
15*10-6
|
|
13
|
Давление насыщения нефти
попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре
пласта
|
МПа
|
Рнас
|
11,8
|
|
14
|
Газовый фактор нефти
|
м3/ м3
|
Гн.нас
|
70
|
|
15
|
Плотность попутного газа
при СУ
|
кг/ м3
|
rгсу
|
1,2
|
|
16
|
Объемная доля азота в
попутном газе
|
м3/ м3
|
Уа
|
0,025
|
|
17
|
Плотность нефти при СУ
|
кг/ м3
|
rнсу
|
869
|
|
18
|
Плотность технологической
жидкости для глушения скважины
|
кг/ м3
|
rтж
|
1180
|
|
19
|
Объемная доля попутной воды
в добываемой из скважины жидкости при СУ
|
м3/ м3
|
bвсу
|
0,30
|
|
20
|
Плотность попутной воды при
СУ
|
кг/ м3
|
rвсу
|
1011
|
|
21
|
Коэффициент растворимости
попутного газа в попутной воде
|
м3(м3*
МПа)
|
aг
|
0,15
|
|
22
|
Постоянные количества газа
растворенного в нефти при ТПЛ
|
-
|
mг nг
|
18,197 0,394
|
|
23
|
Постоянные объемного
коэффициента нефти при ТПЛ
|
-
|
mв nв
|
1,103 0,0199
|
|
24
|
Постоянные плотности
насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти
|
-
|
mr nr
|
819,53 0,089
|
|
25
|
Постоянные вязкости
насыщенной растворенным газом при ТПЛ нефти.
|
-
|
mm nm
|
0,054 0,199
|
. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной
технологической норме отбора жидкости, по уравнению (94) [5]:
Рзаб
= Рпл - 86400*
(МПа)
2.
Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую Р(Lэк) изменения
давления по длине эксплуатационной колонны скважины в пределах от Рзаб до Рл,
где Рл - давление в выкидной линии скважины, и кривую bbг(Lэк) изменения
объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине
эксплуатационной колонны в пределах того интервала давлений.
.
Разбиваем интервал давлений Рзаб - Рл на 6 ступеней, руководствуясь следующими
рекомендациями: если Рзаб > Рнас, то за первую ступень берем разность DDР1 =
Рзаб - Рнас, за DDР2, DDР3 и т.д. принимаем постепенно
уменьшающиеся значения перепада давления. Для заданных значений исходных
параметров берем следующий ряд ступений давления в МПа:
DDР1
= Рзаб - Рнас = 18,66 - 11,8 = 6,66;Р2 = 2,5; DDР3 = 1,0;
DDР4 =0,75;DDР5 =0,5 и DDР6 =0,25.
. Вычисляем значения среднего абсолютного давления для каждой ступени по
уравнению (95):
;
получаем
значения в МПа:
Рср1=15,33; Рср2= 10,75; Рср3= 9,0; Рср4=
8,13; Рср5= 7,50; Рср6 = 7,13.
5.
Вычисляем длины участков DDLi (i = 1,2…6) эксплуатационной колонны,
соответствующие 1-й, 2-й и т.д. ступеням давления, по формуле (92) [5]. При
расчете DDL1 учитываем, что Рср1 > Рнас, поэтому jjг =
0. Расчет DDL1 ведем в следующем порядке:
находим
по формуле (12) [5] среднюю плотность нефти rrн1:
(кг/м3);
1
находим значение
bн1 по формуле (11):
вычисляем
bbвж1 по (70):
1
вычисляем среднюю
скорость смеси по (17) и (80), учитывая, что Qг = 0, bв =
1,
S=p/4*Dэк2
= 3,14 / 4 *0,1522=0,0181 (м2):см. 1 =
0,0015*[1,16*(1-0,30)+0,30] / 0,0181 = 0,097 (м/с);
2
вычисляем по (23)
[5] значение первой критической скорости wкр1 потока, учитывая, что
Dг =Dэк =0,152 м:
(м/c);
определяем
тип и структуру смеси. Так как bbвж1=0,270 < 0,5 и wсм1<wкр1,
согласно таблице 2 [1] смесь относится к типу Н/В и имеет капельную структуру;
находим
в первом приближении длину участка эксплуатационной колонны DDL1,
соответствующую перепаду давления DDР1 по (92), приняв приближенно
jjв1= bbвж1,
jjн1=
1-bbвж1, rrв1 = rrвсу = 1011 кг/м3;
jjн1= 1-bbвж1 = 1 - 0,270 = 0,73,
(м);
1
вычисляем
расстояние по оси скважины от ее устья до середины первого участка по формуле
(96) [5]:
(м);
1
вычисляем среднюю
температуру потока на глубине L1 по (63) [5]:
вычисляем
по (33) [5] поверхностное натяжение ssнв между нефтью и попутной
водой, определив предварительно значения ssвг по (34) и ssнг
по (35) при Р=Рср1=15,33 МПа и Т=345 К:
вычисляем
истинную долю внутренней фазы (нефти) в потоке по (27), полагая, что rrв1
= rrвсу и что, согласно (17), w пр.н1=Qжсу*(1-bbвсу)/S:
вычисляем
истинную долю воды в потоке по (29): jjв1 = 1- jjн1= 1-
0,397=0,603;
вычисляем
по (92), пренебрегая членом с llсмi, значение DDL1 во
втором приближении:
Переходим
к расчету значения DDL2. Поскольку Рср2 = 10,75 < Рнас,
на участке DDL2 колонны в отличие от участка DDL1 течет
газожидкостная смесь, поэтому jjг2 > 0 и значение его надо
определить.
находим,
как и при расчете DDL1, значения: rrн2= 663 кг/ м3;
bн2= 1,15; bbвж2 = 0,273;
1
вычисляем
объемные расходы нефти и воды: Qн2=0,0015* *(1-0,30)*1,15= = 0,00127
м3/с; QВ2=0,03*0,0015 = 0,00047 м3/с -
величина, неизменная вдоль ствола скважины, поскольку приближенно можно принять
bв=1;
2
вычисляем средние
значения приведенных скоростей нефти и воды:
wН2 =0,00127/0,0181=0,0705 (м/с); wВ2 =0,00047 /
0,0181 = 0,0261 (м/с);
вычисляем
приближенно длину участка эксплуатационной колонны, соответствующую DDР2,
положив rrн2= 663 кг/ м3; rrв2= 1011 кг/ м3;
jjг 2 = 0, jjн2 = jjн1 = 0,397, jjв2 =
jjв1 = 0,603:
;
1
вычисляем
расстояние L2 от устья до середины второго участка колонны по (96):
(м);
вычисляем
среднюю температуру потока на глубине L2 по (63) [5]:
;
вычисляем
значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа, для чего находим сначала
по (57), (61), (59), (60) [5]:
По
Рпр2 и Тпр2 выбираем из (58) выражение для расчета коэффициента
сверхсжимаемости углеводородной части попутного газа и, подстав в него значения
Рпр2, Тпр2, находим:
Далее
вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по
(62):
а
по (58) - значение z2:
Вычисляем
объемный расход газа через среднее сечение участка DDL2 по (79),
положив Кс=0, Кфн=Кфв=1, приравняв 0 слагаемое
с сомножителем aaг, поскольку bbвсу ЈЈ 0,65, и подставив
вместо Гн его выражение из (10):
вычисляем
значение приведенной скорости газа:пр.г2= 0,0000707/0,0181=0,004
м/с;
вычисляем
скорость смеси по (17):
см = SSwпр.ф =
0,004+0,0697+0,0261=0,0998 м/с;
находим
значение первой критической скорости wкр1:
(м/c);
определяем
тип структуры смеси по таблице 2. Так как bbвж2 << 0,5 и wсм2
< wкр1, смесь относится к типу (Н+Г)/В и имеет пузырьково -
капельную структуру;
вычисляем
значения поверхностного натяжения между фазами:
вычисляем
вязкость внешней фазы (воды) потока по (39):
вычисляем
истинную долю газа в смеси приняв в (36) ssжг = ssвг2,ж
= mmв2, поскольку поток трехфазный типа (Н+Г)/В капельно-пузырьковой
структуры:
,
где
ssвг = 0,068 и mmв= 0,0011,
тогда
вычисляем
истинную долю нефти в жидкости трехфазного потока по (27), поскольку внутренней
фазой из двух жидкостей является нефть:
находим
долю воды в жидкой части потока по (29): jjв2 = 1- jjн2=
1- 0,443=0,557;
вычисляем
истинное водосодержание по (43) в водонефтегазовом потоке:
в = jjвж*(1-jjг)
= 0,557*(1-0,013) = 0,550;н = jjнж*(1-jjг) =
0,443*(1-0,013) = 0,437;
делаем
проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке:
сумма долей фаз должна быть равна 1:
,013
+ 0,437 + 0,550 = 1,000;
вычисляем
значение плотности попутного газа при Рср2, Т2 по (56):
;
вычисляем
длину второго участка эксплуатационной колонны по (92):
вычисляем
объемную расходную долю попутного газа в потоке на участке 2 эксплуатационной
колонны по (22):
Далее
вычисляем значения DDL3…DDL6 и bbг3…bbг6
аналогично вычислению DDL2 и bbг2
Результаты
расчетов кривых Р(Lэк) и bbг(Lэк) представлены в приложении 1, в которой:
давление
в верхнем сечении i-го участка эксплуатационной колонны.;
расстояние
от устья до верхнего сечения i-го участка колонны по ее длине;bb=0 -
расстояние от устья до середины участка, где bbг=0;bbi -
расстояние от устья до середины i-го участка, где bbг>0.
По
значениям Рi, Lpi из приложения 1 строим зависимость
Р(Lэк) - линия 1 на рисунке 1, а по значениям bbгi, Lbb=0
и Lpi строим зависимость bbг(Lэк) - линия 2 на том же рисунке.
Задаемся
значением объемного расходного газосодержания у входа в насос в пределах
0,15…0,25, т.к. bвсу <
0,5 и определяем по кривой 2 рисунка 1 расстояние Lн от устья
скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно
принятой величине, а по кривой 1 - давление у входа в насос в стволе скважины
на найденной глубине. Пусть bгвх = 0,15. Тогда Lн = 1050 м и Рвх
= 5,5 МПа.
Вычисляем
обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного
коэффициента нефти при Рвх = 5,5 МПа:
.
Проверяем, выполняется ли неравенство (93) то есть условие бескавитационной
работы насоса. Для этого вычисляем по (93) значение (bгвх)н,
поскольку bввх<
0.5 и газожидкостная смесь относится к типу (Г+В)/Н:
сопоставляем
найденное значение с bгвх =
0,277. Так как (bгвх)н
> bгвх,
приходим к заключению, что насос в скважине не будет кавитировать и
газосепаратор перед насосом ставить нет необходимости.
.
Вычисляем по (74) значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом
продукции в насос при работе его на глубине Lн = 1050 м, принимая
Кс=0. Так как bввх<0,5,
берем wдр.г= 0,02 м/с.
Принимаем,
что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,152 м надо
использовать насос группы 5А. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, согласно
таблице в п.4.7 [1, стр.28], будет Dсн=0,103 м.
Вычисляем
значения приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной
скважины и насосом перед всасывающей сеткой его:
Вычисляем
значение Кск:
Кс
= Кск = 0,186.
.
Вычисляем по (75) [5] действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ,
приняв
Кфн = Кфв = 1:
методом
последовательной итерации находим Рд.нас=10,562 с погрешностью 10-5
.
Рассчитываем методом сверху низ кривую Р(Lнкт) изменения давления
вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (Lнкт= 0) до
глубины Lн=1050 м, найденной в п. 3.4.
.
Расчет Р(Lнкт) в основном аналогичен расчету кривой Р(Lэк)
и отличается от него необходимостью учета потерь давления на преодоление
гидравлического трения в НКТ, то есть ведется на базе уравнения (92), но с
учетом второго слагаемого в знаменателе его правой части, а также нагрева
продукции, поступающей в колонну НКТ, теплом, выделяемым двигателем и насосом
УЭЦН.
.
Разбиваем перепад давлений Рд.нас - Ру = 10,562 - 1,5 =
9,62 МПа на 4 ступени: DР1 = 1,9; DР2
= 2,1; DР3 =2,3; DР4
=2,5 и находим значения среднего давления для каждой ступени: Рср1=2,45;
Рср2= 4,45; Рср3= 6,65; Рср4= 9,05. Вычисляем
значения rн1 по
(12), bн1 по (11) и bвж1 по (70) для 1-го участка колонны НКТ, примыкающего к
устью скважины:
,
вычисляем
средние значения объемных расходов и приведенных скоростей нефти и воды для
1-го участка НКТ:н2=0,0015*(1-0,30)*1,12 = 0,00118 м3/с;
QВ2=0,3*0,0015 = 0,00045м3/сН2 =0,00114 /
0,003018 =0,377 (м/с); wВ2 =0,00045/ 0,003018 =0,0149
(м/с);
вычисляем
приближенно длину первого участка колонны НКТ, соответствующего перепаду DР1, положив rн1 =757 кг/м3; rв1=1011 кг/м3, bвж1=0,276, bн1 = 1-bвж1 =
1-0,276 = 0,724; wг1 = 0, wсм1 = 0, то есть допустив, что
колонна НКТ на первом участке заполнена неподвижной смесью нефти и воды с
водосодержанием bвж1=0,276.
Подставляем перечисленные данные в (92) и получаем:
вычисляем
расстояние от устья до середины участка DL1:
Определяем
приращение температуры потока продукции за счет нагрева ее теплом двигателя и
насоса по (67). Для этого предварительно оцениваем значения входящих в (67)
величин Н, Сср, hд, hн, а также bвжн и rжн, используемых при вычислении Н.
Находим
приближенно водосодержание в насосе по (70) при bн = bн.нас:
Вычисляем
приближенно напор насоса при работе его в скважине по (68):
вычисляем
приближенно среднюю теплоемкость жидкости в насосе по (71):
,
где
Сн -средняя теплоемкость нефти, равная » 2000 Дж/(кг*К), Свсу - средняя теплоемкость пластовой воды,
равная » 4380 Дж/(кг*К).
Значение
hд принимают
равным номинальному КПД двигателя, который должен быть спущен в скважину вместе
с насосом (двигатели диаметром 117 мм, комплектуемые с насосами группы 5А,
имеют hд= 0,81.
Для
оценки значения КПД насоса при работе в скважине сначала определяем значение
номинального КПД насоса группы 5А, номинальная подача которого не меньше (равна
или несколько больше) среднего расхода продукции через насос, равного
приближенно величине:жн =130*(1,103*120,0199*(1-0,27)+1*0,27)
= 145,1 м3/сут.
Из
справочника [2] находим ближайшую по подаче установку группы 5А - ЭЦН5А - 250 с
КПД насоса 0,6. Затем находим приближенно кажущуюся вязкость продукции в
насосе. Для этого сначала определяем приближенно вязкость нефти в насосе,
являющейся внешней фазой проходящей через него продукции, при температуре
пласта по (13):
Па*с
Но
поскольку температура продукции в насосе ниже Тпл и равна
приближенно температуре в стволе скважины перед входом в насос:
вносим
поправку на вязкость нефти по номограмме Льюиса и Сквайрса [1, рисунок 4,
стр.22] Вязкость нефти в насосе при Т = 318,75 К будет: mнн » 0,052 Па*с.
Так
как bвжн=0,270
<0,5, то значение кажущейся вязкости определяем по (40):
Па*с
Находим
по (73) значение параметра Вm, учитывающего влияние вязкости жидкости на КПД насоса:
Так
как Вm <
47950, КПД насоса при работе в скважине, согласно (72), будет:
Теперь по (67) находим:
Вычисляем
по (65) температуру потока в НКТ на середине 1-го участка, то есть на глубине L1
= 120,3 м:
Вычисляем
значение коэффициента сверхсжимаемости попутного газа в НКТ на глубине Lнкт1=120,3
м, аналогично как в п.1.2.3 [5]:
Находим
zу по соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:
Далее
вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по
(62):
,
а
по (58) - значение z2:
Вычисляем
объемный расход газа через среднее сечение 1-го участка колонны НКТ по (79) без
слагаемого с сомножителем aг (поскольку bвсу< 0,65), положив Ккф=Кфв=1, Кс=0,186,
Рвх=5,5 МПа:
Вычисляем
значение приведенной скорости газа, скорости жидкости и скорости ГЖС в среднем
сечении 1-го участка НКТ:
wпр.г1= 0,0011 / 0,003018 =0,368 (м/с);
wпр.ж1= 0,391 + 0,2290,149 = 0,540 (м/с);
wсм1 = 0,368 + 0,540 = 0,909 (м/с);
Вычисляем
значения 1-й и 2-й критических скоростей потока в среднем сечении 1-го участка:
Определяем
по приложению 2 тип и структуру потока нефтеводогазовой смеси через среднее
сечение 1-го участка НКТ. Так как bвж1< 0,5, wсм1 > wкр2, Рср1>
0,7МПа, смесь относится к типу (В+Г)/Н и имеет эмульсионно-пузырьковую
структуру. Вычисляем значение поверхностного натяжения между фазами ГЖС
Вычисляем
по (13) значение вязкости нефти при Рср1=2,45 МПа и Тпл=357К:
Пересчитываем
это значение на Т1=295,1 К по номограмме Льюиса и Сквайрса [1,
рисунок 4, стр.22]. Так как снижение температуры нефти DТ1 = 357-295,1 = 61,9 К, то вязкость нефти при 295,1 К будет
mн1 = 0,068
Па*с.
Вычисляем
значение параметра А по (42) и (25):
,
где
, тогда
Находим
кажущуюся вязкость жидкой части ГЖС по (41) т.к. А > 1:
Вычисляем
истинное газосодержание jг1 по
(36):
Вычисляем
истинную долю в жидкой части ГЖС на 1-ом участке колонны НКТ по (30) [5],
поскольку внешней фазой потока является нефть:
Находим
долю нефти в жидкости по (32): jнж1 = 1 - 0,266 = 0,734.
Вычисляем
истинное водосодержание по (43) и нефтесодержание по (44) в ГЖС на участке 1:
jв = jвж*(1-jг) = 0,266*(1-0,361) = 0,170;
jн = jнж*(1-jг) = 0,734*(1-0,361) = 0,469;
делаем
проверку результатов оценки значений истинных долей фаз в трехфазном потоке:
сумма долей фаз должна быть равна 1:
,361
+ 0,170 + 0,469 = 1,000.
Вычисляем
значение плотности попутного газа при Рср1=2,45 МПа и Т1=295,1
К по (56)
Оцениваем
кажущуюся вязкость ГЖС в среднем сечении 1-го участка НКТ, принимая ее равной
кажущейся вязкости смеси нефти и воды в том же сечении, то есть mгжс1=mж1=0,227
(Па*с).
Вычисляем
значение числа Рейнольдса потока ГЖС по (48):
Определяем
значение lсм1 по
(49), поскольку полученное значение Reсм1 меньше 2000:
Вычисляем
значение DL1 по (92):
12. Рассчитываем значения DL2¼DL4 колонны НКТ аналогично расчету DL1 и определяем расстояние по оси скважины от ее устья
до сечения НКТ, в котором давление равно Рд.нас. Эта длина
оказывается 680,5 м.
. Определяем длину участка DL5 колонны
НКТ от сечения, где давление равно Рд.нас, до глубины спуска насоса Lн = 1050 м. DL5 = 1050 -
680,5 = 369,5 м.
.
Вычисляем перепад давления на длине DL5 НКТ,
учитывая, что на этом участке течет водонефтяная смесь, не содержащая
свободного газа, jг5 = 0,
что можно принять: bн5 = bн.нас, rн5 = r н.нас и
что вязкость нефти mн5
отличается от вязкости mнпл при Тпл.
Расчет выполняем аналогично расчету участка DL1
эксплуатационной колонны.
Результаты
расчетов кривой Р(Lнкт) представлены в приложении 2, в которой Li
- расстояние по оси скважины от устья до нижнего сечения i-го участка НКТ; Рi
- давление в этом сечении.
.
Строим кривую Р(Lнкт) - линия 3 на рисунка 1 по значениям Рi,
Li таблицы 3 и экстраполируем ее в область L > Lн =
1050 м в расчете на возможность спуска насоса в процессе дальнейшего подбора
УЭЦН к скважине на глубину, большую 1050 м.
.
Определяем давление в НКТ на выходе из насоса по кривой 3 рисунка 1 и давление
Рс, которое требуется для работы системы скважина - УЭЦН с заданным
дебитом жидкости:
Рвых
= 13,43, тогда Рс = Рвых - Рвх = 13,43 - 5,5 =
7,93 МПа.
.
Вычисляем среднюю температуру продукции в насосе по (64):
Вычисляем
среднеинтегральный расход жидкой части продукции через насос по (88), принимая
Кфн = 0,9; Кфв = 0,1; Рд.нас = 10,562 МПа:
.
Вычисляем по (89) среднеинтегральный расход свободного газа через насос.
Сначала
находим значения А,В и zcр в
насосе:
,
Значение
zcр
определяем по (58) при Тср.н= 299,07 и Рвх = 5,5 МПа и rу.отн =
0,996.
Находим
zу по
соответствующей формуле из (50) по Рпр1 и Тпр1:
Далее
вычисляем значение коэффициента сжимаемости азотной части попутного газа по
(62):
а
по (58) - значение z2:
Подставив
значения А, В и zср, в (89)
получаем:
.
Вычисляем среднеинтегральный расход ГЖС через насос по (85):
Qср = 0,00188 + 0,000028 = 0,0019 (м3/с).
.
Вычисляем массовый расход через насос по (76):
.
Вычисляем среднеинтегральную плотность продукции в насосе по (90):
.
Вычисляем напор, который необходим для работы системы скважина - УЭЦН с заданным
дебитом Qжсу =
0,0015 м3/с по (91):
.
Вычисляем среднеинтегральное газосодержание в насосе:
.
Определяем кажущуюся вязкость жидкости и ГЖС в насосе при Тср.н=299,07
К.
Поскольку
вязкость нефти, являющейся внешней фазой продукции в насосе, Тпл=357
К равна 0,0329 Па*с (согласно п.1.9.1), то при Тср.н=299,07 К, пользуясь
графиком Льюиса и Сквайрса, находим mнн » 0,067 Па*с. Кажущаяся вязкость
жидкой части так же как и ГЖС в насосе, будет:
(Па*с);
.
Вычисляем значение коэффициента КQ для учета влияния вязкости на подачу по формуле (97):
и
напор по формуле (98):
.
Вычисляем значения подачи и напора, которые должны иметь насос при работе на
воде, чтобы расход ГЖС был 0,0019 м3/с, а напор 972 м:
,
,
.
Выбираем по Qв, Нвс,
Dэк и
каталогу [3] типоразмер УЭЦН (шифр установки), насос который удовлетворял бы
условия (2), (3) [1]. Такой установкой является УЭЦН5А-250-1700 (оптимальная
подача насоса 250 м3/сут, номинальный напор 1700 м), так как
и
Нвс
= 1270,5 £ 1460 - 133,5 =1326,5,
где
133,5 = DН - величина, на которую необходимо переместить по
вертикали сверху вниз параллельно самой себе паспортную кривую Н - Q
насоса, чтобы получить вероятную напорно-расходную характеристику работы на
воде (4).
В
комплект выбранной установки, кроме насоса, входят электродвигатель ПЭД90-
117АВ5 номинальной мощностью 90 кВт и допустимой температурой охлаждающей
жидкости 70 0С, кабель КПБК 3х16, трансформатор ТМПН-160/3-73У1 и
станция управления ШГС5804-49АЗУ1.
.
Определяем вероятное значение КПД насоса при работе на воде с подачей 245,1 м3/сут:
.
Находим КПД выбранного насоса при работе в скважине.
Предварительно
оцениваем значение коэффициента Кh, учитывающего
влияние вязкости проходящей через насос продукции на КПД насоса, по формуле:
Так
как согласно (73):
то
Поэтому
КПД насоса, работающего в скважине, будет:
hн.см = 0,385 * 0,544 = 0,209;
.
Вычисляем мощность, которую будет потреблять насос при откачке скважинной
продукции, по формуле (99):
где
Nгс -
мощность, потребляемая газосепаратором т.к. его в УЭЦН нет, то надо принять Nгс = 0.
.
Сопоставляем значение Nн из
п.1.25 со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш установки, выбранной в п.1.22. Если Nдш > Nн и
разность DN= Nдш - Nн не
больше одного шага в ряду номинальных мощностей погружных электродвигателей
типа ПЭД, которые могут быть спущены в скважину вместе с выбранным насосом,
оставляем штатный. В противном случае берем такой ближайший типоразмер ПЭД,
номинальная мощность которого, при прочих равных условиях, не меньше 1,3Nн, где 1,3 - коэффициент запаса мощности двигателя в
расчете на увеличение его ресурса, выработанный практикой эксплуатации УЭЦН:
DN = Nдш - Nн = 90 - 65,5 = 24,5 (кВт).
.
Определяем по табл. 6 [1 стр.58] минимально допустимую скорость wохл
(м/с) потока в зазоре между стенкой эксплуатационной колонны скважины и
корпусом двигателя и вычисляем по формуле (100):
Qохл - минимально допустимый отбор жидкости из скважины (м3/сут)
с точки зрения необходимой интенсивности охлаждения ПЭД. Согласно табл.6 [1
стр.58] для ПЭД90 -117АВ5 wохл = 0,75
м/с.
.
Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины (в
частности, после ее промывки или глушения технологической жидкостью) по формуле
(101):
,
где
Нпогр - минимально допустимое погружение (по вертикали) приемной
сетки насоса под уровень жидкости в период освоения скважины, м (по
рекомендации [1. стр59] принимаем = 100 м). Рмтр - давление в
устьевом сечении межтрубного пространства скважины, которое можно принять
равным давлению Рл в выкидной линии скважины, увеличенному на 0,1
МПа, т.е.
Рмтр
» Рл + 0,1 = 1,5 + 0,1 = 1,6 МПа;
К
- коэффициент продуктивности скважины м3/(сут.МПа);
c - поправка на
уменьшение К вследствие загрязнения призабойной части пласта попавшей в нее
технологической жидкостью при промывке или глушении скважины.
Ну.осв
- расстояние в м (по вертикали) от устья скважины до уровня жидкости в
ней в период освоения, определяемое по формуле (102):
тогда
.
Сопоставляем значения предварительно принятой в п.1.4 глубины спуска Lн насоса и длины Lосв из п.1.28. т.к. Lн / Lосв = 1050
/ 1991,3 = 0,52 < 1, то необходимо увеличить глубину спуска насоса до Lн
= (1+0,02)* Lосв = 1991,3 - 2031,1. Выбираем Lн = 2000 м.
(Lн / Lосв = 2000
/ 1991,3 = 1,004 > 1).
.
Вычисляем напор, который должен располагать подбираемый к скважине насос в
период ее освоения при работе с дебитом Qохл из п.1.27 по формуле (103):
где
Нсопр - потеря напора в м на преодоление трения и местных сопротивлений
на пути движения жидкости от напорного патрубка насоса до выкидной линии
скважины, определяемые по формуле:
,
где
где
mтж =
0,0015 Па*с - вязкость технологической жидкости.
Подставляя
соответствующие величины в (103), получаем:
Определяем
по паспортной характеристике насоса его напор НQохл при подаче Qохл и проверяем, выполняется ли условие (104):
где
DН - поправка к паспортному напору из п.38.
По
паспортной характеристике насоса ЭЦН5А-250-1700 находим НQохл =1950 м, при Qохл = 172,4 м3/сут.
Подставив
соответствующие значения в (104), получаем:
то
есть типоразмер насоса, выбранный в п.28 удовлетворяет неравенству (104).
.
Определяем для новой глубины спуска насоса Lн из п.35 новые значения:
Рвх
и bгвх по Lосв и кривым 1 и 2 рисунка 1;
bввх, как п.4;
bгвх, как в п.5;
Кс,
как в п.6;
Рд.нас,
как в п.7; рассчитываем и строим новую кривую Р(Lнкт), как в п.8;
находим
Рвых и Рс, как в п.9;
Тн.ср.,
как в п.10, но с учетом уточненного rн.ср из п.15;
Qжср, как в п.11;
Qг.ср, как в п.12;
Qср, как п.13; m, как в п.17;
mсм, как в п.18
Выполнив
соответствующие операции, находим:
Рвх
= 14,3 МПа;
bввх = 0,269;
bгвх = 0,324;
Кс
= 0,197;
Рд.нас
= 12,2 МПа;
Рвых
= 22 МПа;
Рс
= 7,7 МПа;
Тн.ср.
= 327,7 К;
rн.ср = 849,2 кг/м3;
HС =1110,3 м;
Qжср = 0,0020 м3/с;
Qг.ср = 0,000043 м3/с;
Qср = 0,002043 м3/с;
m = 1,438;
mсм = 0,0376 Па*с.
.
Уточняем значения подачи Qв и напора
Нвс выбранного ранее насоса при работе его на воде в режиме,
соответствующем значению Qср и Нс
из п.26. Для этого:
.1
Определяем значение коэффициента быстроходности рабочей ступени выбранного
насоса по табл.6* [1 стр.62].
Для
насоса ЭЦН5А - 250 - 1700 nS = 167.
.2
Вычисляем значение модифицированного числа Рейнольдса потока в каналах ступеней
центробежного насоса по формуле (105):
,
где
- подача насоса (м3/с) в оптимальном режим
работы на воде по паспортной характеристике;
Подставив
соответствующие величины, получаем:
.3
Определяем относительную подачу насоса 
, где Qв
берем из п.27., а с паспортной характеристик насоса.
.4
Вычисляем значение КH-Q для найденных выше Reц и 
по формулам (106) и (107):
Из
полученных двух значений берем наименьшее, а именно КH-Q = 0,909.
.5
Определяем уточненное значение подачи Qв и напора Нвс при
работе насоса на воде, соответствующее Qср:
.6
Проверяем, удовлетворяют ли найденные в п.3.33.5. значения Qв и Нвс неравенствам (2) и (3):
; 1222 £ 1700 - 162 = 1538.
Так
как упомянутые неравенства удовлетворяются, переходим к п.40
.
Вычисляем значения коэффициента Кh для найденных выше Reц и 
по формулам (108) и (109):
и
берем наименьшее: Кh = 0,618.
.
Определяем разность между давлением, которое может создать насос с номинальным
числом ступений при работе в скважине на установившемся режиме с дебитом Qжсу,
то есть при среднеинтегральном расходе скважинной продукции через насос Qср
из п.38 и давлением, достаточным для работы системы скважина - УЭЦН на этом
режиме, (МПа), по формуле:
,
где
Нвн = 1700 - 162 = 1538 м; Нвс = 1222 м.
.
Вычисляем значение отношения 
, Рс
из п.38.:
Т.к.
0,163>0,05, давление, которое насос способен развивать при работе со
среднеинтегральной подачей 193,5 м3/сут в скважине, намного
превышает требуемое, благодаря чему действительный дебит жидкости из скважины,
если не принять необходимых мер, может оказаться существенно больше заданного.
.
Выбираем один из двух возможных способов уменьшения подачи жидкости из скважины
подобранным выше насосом до значения QЖСУ:
)
уменьшение числа ступеней в насосе,
)
установку в начале выкидной линии скважины устьевого штуцера.
.
Принимаем решение использовать первый способ. Определяем число ступеней по
формуле,
которое
надо из насоса удалить, чтобы напор насоса с меньшим числом ступеней стал
равным напору, требуемому скважиной.
ZН - номинальное число ступеней в насосе. (ZН = 300).
Примечание: При корректировке напора насоса уменьшением числа
ступеней, необходимо следить за тем, чтобы напор насоса с уменьшенным числом
ступеней, соответствующий подаче QОХЛ =
172,4 м3/сут, по его паспортной характеристике, удовлетворял
неравенству 
после подстановки в него вместо HQОХЛ - DH величины:
где
HQОХЛ -
напор насоса с номинальным числом ступеней по паспортной характеристике при QОХЛ
= 172,4 м3/сут;
DH - разница между паспортным и вероятными напорами
насоса при номинальном числе ступеней ZН = 300;
ZН - номинальное число ступеней в насосе.
Подставив
соответствующие величины, получаем:
Подставляя
H/QОХЛ, находим:
то
есть неравенство удовлетворяется.
.
Определяем мощность на валу насоса при его работе на установившемся режиме
системы скважина - УЭЦН для проверки соответствия выбранного в п.28. или п.32
погружного электродвигателя уточненным значениям потребляемой насосом мощности.
.1
Вычисляем мощность, потребляемую насосом при работе системы скважина - УЭЦН в
установившемся режиме по формуле (113):
,
где
hн - КПД
насоса при работе с подачей Qв из
п.1.33.5 по вероятной водяной характеристике, определяемый по формуле (114):
.2
Сопоставляем значение Nн из
п.3.40.1. со значением номинальной мощности штатного двигателя Nдш:
Таким
образом, штатный двигатель ПЭДС - 90-117АВ5, может быть использован для привода
насоса 5А - ЭЦН5А - 250.
5.2 Подбор
УЭЦН на ЭВМ, направленный на оптимизацию работы УЭЦН на исследуемом объекте
Расчеты были проведены с использованием программы подбора оборудования -
«Насос». Проведение расчетов заключалось в нахождении оптимального варианта
компоновки УЭЦН для 4 характерных скважин, определения необходимых
технологических показателей работы выбранных насосов, таких как: типоразмер
насоса, глубина спуска, давление на приеме и на выходе из насоса и др.
Проведенные расчеты показали, что все подбираемые насосы, обеспечивающие
заданный среднесуточный дебит жидкости, характеризуются большими величинами
буферного давления, причем с течением времени оно возрастает. Это
обстоятельство объясняется тем, что насосы, обеспечивающие заданный дебит,
обладают высокими (для нашего случая) напорами. В целях корректировки и,
соответственно, уменьшения напора, на выкидных линиях скважин необходимо
установить штуцера.
Помимо установки штуцеров или уменьшения напора насосов за счет изменения
числа ступеней, нормализация буферного давления возможна в том случае, если
известен максимальный дебит скважины. Эта задача решается следующим образом:
определяется величина забойного давления с тем расчетом, чтобы буферное
давление было максимально приближено к устьевому давлению (здесь устьевое
давление - 0,95 МПа). С другой стороны, для бесперебойной работы скважин
необходимо обеспечить достаточное погружение насоса под динамический уровень
(по опытным данным это 250-300 м).
В обводненной скважине при эксплуатации возможны следующие условия: вся
вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не
накапливается в интервале «забой-прием»; поступающая из пласта с нефтью вода
частично выносится на дневную поверхность, и частично накапливается в интервале
«забой-прием».
Поэтому в этих условиях для малообводненных скважин проверяется
возможность накопления воды в интервале «забой-прием» в процессе эксплуатации
скважины.
Условия полного выноса накопленной в интервале «забой-прием» воды,
поступающей с продукцией из пласта, следующие:
Reн>Reнпр=1600
или
Reн<Reнпр=1600 и
Нсп>H`сп=LcD2эк/(D2эк+d2вн);
где Reн - приведенное число Рейнольдса по нефти;
Reнпр
- предельное
приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода,
поступающая из пласта, выносится с интервала «забой-прием» (накопление воды в
этом интервале при эксплуатации скважины не происходит);
Нсп - глубина спуска подъемника или насоса, м;
Dэк
- внутренний
диаметр эксплуатационной колонны, м;
dвн
- внутренний
диаметр НКТ,м.
Приведенное число Рейнольдса по нефти:
Reн=1,274 Qнд bн / (86400 Dэк μн / ρн),
где Qнд-дебит скважины по дегазированной
нефти, м3/сут;
bн
- объемный
коэффициент нефти,
μн - вязкость нефти в пластовых условиях
мПа*с,
ρн - плотность нефти в пластовых условиях
кг/м3;
Для каждого из насосов рассматривались возможные глубины их спуска и
технологические параметры при работе на этих глубинах.
Анализ полученных результатов показывает, что буферное давление при
увеличении глубины подвески сначала возрастает, а затем уменьшается
(возрастание и уменьшение всего несколько сотых). Такой показатель как к.п.д.
растет с увеличением глубины подвески, также ведет себя и потребляемая
мощность. Газосодержание на приеме насоса снижается с ростом глубины, причем
при подвеске насоса в интервале 1700-2000 м, свободного газа на приеме насоса
нет вообще.
6.
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1
Методика обоснования экономической эффективности проведения мероприятия по
замене насоса УЭЦН
Обобщающими показателями эффективности являются: поток денежной
наличности (ПДН), чистая текущая стоимость (ЧТС), чувствительность проекта к
риску.
Поток денежной наличности находится по формуле:
ПДН = В - И - К - Н, (1)
где В - выручка от реализации;
И - текущие затраты;
К - капитальные затраты;
Н - налоги.
Выручка рассчитывается по формуле:
В = ∆Q · Ц, (2)
где Ц - цена предприятия без акциза и НДС;
∆Q -дополнительная добыча,
∆Q = n · ∆q · Тр
· Кэ (3)
где n - число скважин;
∆q - прирост дебита нефти на 1 скважину
в сутки;
Кэ - коэффициент эксплуатации.
Текущие затраты:
И = З с/с - А(м), (4)
где З с/с - затраты по себестоимости,
А (м) - амортизационные отчисления.
Капитальные затраты, т.е. единовременные затраты на проведение
научно-исследовательских работ, приобретение оборудования, строительно-монтажные
работы и т.д. определяются из формулы:
К = Кпрс + Коб + Ктр, (5)
В налогах учитывают: налоги на имущество и налог на прибыль:
Сн.им
Н им = Сост · 100 (6)
где Сост - остаточная стоимость имущества;
Сн.им - ставка налога на имущество,
Сост. = ∑К - ∑Ам, (7)
∑ Ам - накопленная амортизация.
Н пр. = П р.обл Сн.пр (8)
где П р.обл - облагаемая прибыль;
Сн.пр - ставка налога на прибыль,
П р.обл = П р.реал. - Н им. (9)
П р.реал. = В - З с/с = В - И - А м (10)
Поток денежной наличности рассчитывается за весь период реализации
мероприятия. Накопленный ПДН (НПДН):
НПДН = ∑ ПДНt,
(11)
t=1
где: t - текущий год,
Т - период реализации мероприятия,
ПДН t - поток денежной наличности в t-ом году.
Для приведения результатов и затрат по фактору времени используется
процедура дисконтирования:
αt = (1+Eнп)tp-t, (12)
где: α t - коэффициент дисконтирования,
Енп - нормативный коэффициент приведения, равный эффективности
отдачи капитала; в условиях стабильной экономики Енп = 0,1 (10%).
t р - расчетный год,
t -
текущий год.
Дисконтированный поток денежной наличности:
ДПДНt = НДНt ·αt, (13)
Накопленный ДПДН представляет собой чистую текущую стоимость (ЧТС):
Т
ЧТС = ∑ДПДНt, (14)
t=1
Анализ чувствительности проекта к риску. ЧТС является функцией следующих
факторов: от объема нефтеизвлечения, цены на нефть, текущих и капитальных
затрат, налоговой системы; каждый фактор подвержен изменениям.
Необходимо задать наиболее вероятные интервалы изменения факторов,
например:
Q =
[-10%;20%];
Сн=[-20%;20%] Н = [-15%;30%];
И = [-10%;15%]
После этого рассчитывают ЧТС при минимальном и максимальном значении
каждого фактора. Полученные зависимости изображают графически.
.2 Расчет
капитальных затрат на проведение мероприятия
Вид работ: смена и заглубление УЭЦН
Таблица 6.2.1
Типовой наряд-задание на подземный ремонт скважин
|
№ п/п
|
Наименование работ
|
ед. изм.
|
кол-во
|
нормативное время (мин)
|
|
1.
|
Подъем УЭЦН на НКТ 89мм
|
шт.
|
150
|
378
|
|
2.
|
Демонтаж/монтаж УЭЦН
|
раз
|
1
|
257
|
|
3.
|
Спуск УЭЦН на НКТ 89мм
|
шт.
|
150
|
355
|
|
4.
|
Непредвиденные работы
|
%
|
12
|
60
|
|
5.
|
Всего нормативного времени
|
мин
|
558
|
-
|
Материальные затраты рассчитываем от стоимости основных средств, которые
составляют 5% от стоимости основных средств. Таким образом, при стоимости ЭЦН
650 тыс. руб. материальные затраты будут:
Зм = Сэцн·n·0,05, (15)
где Сэцн - стоимость УЭЦН;
n -
количество замененных УЭЦН.
Зм = 650000·2·0,05 = 65000 тыс. руб.
Таблица 6.2.2
Транспортные затраты
|
№ п/п
|
Наименование техники
|
ед. изм.
|
стоимость машиночаса
|
время работ
|
сумма
|
|
1.
|
АзинМАШ - 37А
|
руб.
|
101,9
|
72
|
7336,8
|
|
2.
|
ДТ-130
|
руб.
|
62
|
4
|
248
|
|
3.
|
ППУ-1200/2000М
|
руб.
|
82,1
|
8
|
656,8
|
|
4.
|
∑
|
руб.
|
246
|
-
|
8241,6
|
Таким образом, оплата труда при сложности работ 5,5 составит:
Изп=((Тср·t·Кдопл)+П·Кнад)·n·Нсоц, (16)
где
Тср=
=
- тарифная ставка; (17)
Изп
- издержки на оплату труда; t - время работ; Кдоп - коэффициент доплаты;
П - премия; Кнад - коэффициент надбавок; n - количество
рабочих.
Затраты
на оплату труда увеличатся на сумму социальных налогов (Нсоц),
процент которого в НГДУ составляет - 37,3%.
Изп
= ((9,7·9,3·1,8) + 1,2·2,2)·3·37,3 = 18468 руб.
Накладные
расходы рассчитываются в размере 190% от ФЗП
Ин
= 18468·190% = 35089,2. (18)
Тогда
капитальные затраты будут:
КЗ
= 8241,6 + 65000 + 35089,2 + 18468 = 126798,8 руб. (19)
Текущие затраты по данному мероприятию складываются из затрат
условно-постоянных, и затрат условно - переменных.
Ипер = 195 руб.
Ипос = (100 - 65)·195/65=105 руб. (20)
.3 Расчет
экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса УЭЦН
B 2000
году было проведено 4 замены насоса. Стоимость проведения одного мероприятия
составила 1267989 р. Цена одной тонны нефти в 2000 г. составляла 900 руб.
Условно-переменные затраты составляли 195 руб.
Коэффициент эксплуатации Кэ = 0,877.
На Мало-Балыкском месторождении дополнительная добыча нефти от проведения
мероприятия составила ∆Q=27,8 т/сут.
Таблица 6.3.1
Данные по расчету экономической эффективности замены УЭЦН
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
2000
|
2001
|
2002
|
|
количество скважин
|
шт.
|
4
|
4
|
4
|
|
прирост добычи
|
тонн
|
8890
|
8001
|
7681
|
|
цена 1т. нефти.
|
руб.
|
900
|
900
|
900
|
|
С 1 мероприятия
|
руб.
|
126798
|
126798
|
126798
|
|
Затраты
|
руб.
|
2667000
|
2400300
|
2304300
|
|
Выручка
|
руб.
|
8001000
|
7200900
|
6912900
|
|
НДС
|
руб.
|
1333500
|
1200150
|
1152150
|
|
Прибыль
|
руб.
|
4000500
|
3600450
|
3456450
|
|
Налог с прибыли
|
руб.
|
1200150
|
1080135
|
829548
|
|
ПДН
|
руб.
|
1466850
|
1320165
|
1474752
|
|
НПДН
|
руб.
|
1466850
|
2787015
|
4261767
|
|
Кдис
|
|
1
|
0,9091
|
0,826
|
|
ДПДН
|
руб.
|
1466850
|
2533675
|
3520220
|
|
ЧТС
|
руб.
|
1466850
|
4000525
|
7520745
|
|
|
|
|
|
|
В таблице 6.3.1 приведены расчеты на 2000-2002 годы с учетом падения
прироста добычи в 2001 году на 10%, а в 2002 году на 4%. По данным таблицы
6.3.1 строим график динамики ЧТС и НПДН (рисунок 6.3.1)
Рисунок
6.3.1 - Графики профилей НПДН и ЧТС
6.4 Анализ
чувствительности проекта
Поскольку проекты в нефтегазодобывающем производстве имеют определенную
степень риска, связанную с природными факторами и рыночными (риск изменения
цен), то необходимо провести анализ чувствительности проекта. Задаемся наиболее
вероятными интервалами изменения факторов:
Q =
[-10%;20%]; Сн = [-20%;20%] Н = [-15%;30%]; И = [-10%;15%].
После этого рассчитываем ЧТС при минимальном и максимальном значении
каждого фактора. Полученные значения сводим в таблицы (6.4.1 - 6.4.4)
Таблица 6.4.1
Расчет экономической эффективности при уменьшении добычи на 10%, и
увеличении на 20%.
|
Параметр риска
|
Q
|
20%
|
-10%
|
20%
|
-10%
|
20%
|
-10%
|
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2000
|
2000
|
2001
|
2001
|
2002
|
2002
|
|
количество скважин
|
шт.
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
|
прирост добычи
|
тонн
|
9217,2
|
6912,9
|
11060
|
6221,6
|
13272,5
|
5599,5
|
|
цена 1т. нефти.
|
руб.
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
|
С 1 мероприятия
|
руб.
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
|
Затраты
|
руб.
|
2765160
|
2073870
|
3318000
|
1866480
|
3981750
|
1679850
|
|
Выручка
|
руб.
|
8295480
|
6221610
|
9954000
|
5599440
|
11945250
|
5039550
|
|
НДС
|
руб.
|
1382580
|
1036935
|
1659000
|
933240
|
1990875
|
839925
|
|
Прибыль
|
руб.
|
4147740
|
3110805
|
4977000
|
2799720
|
5972625
|
2519775
|
|
Налог с прибыли
|
руб.
|
995457,6
|
746593,2
|
1194480
|
671932,8
|
1433430
|
604746
|
|
ПДН
|
руб.
|
1769702
|
1327277
|
2123520
|
1194547
|
2548320
|
1075104
|
|
НПДН
|
руб.
|
1769702
|
1327277
|
3893222
|
2521824
|
6441542
|
3596928
|
|
Кдис
|
|
0,9091
|
0,9091
|
0,826
|
0,826
|
0,751
|
0,751
|
|
ДПДН
|
руб.
|
1608836
|
1206627
|
3215802
|
2083027
|
4837598
|
2701293
|
|
ЧТС
|
руб.
|
1608836
|
1206627
|
4824638
|
3289654
|
9662236
|
5990947
|
Таблица 6.4.2
Расчет экономической эффективности при уменьшении затрат на 10%, и
увеличении на 15%.
|
Параметр риска
|
затраты
|
15%
|
-10%
|
15%
|
-10%
|
15%
|
-10%
|
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2000
|
2000
|
2001
|
2001
|
2002
|
2002
|
|
количество скважин
|
шт.
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
|
прирост добычи
|
тонн
|
8890
|
8890
|
8001
|
8001
|
7681
|
7681
|
|
цена 1т. нефти.
|
руб.
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
|
С 1 мероприятия
|
руб.
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
|
Затраты
|
руб.
|
3067050
|
2400300
|
3527107
|
2160270
|
4056173
|
1944243
|
|
Выручка
|
руб.
|
8001000
|
8001000
|
7200900
|
7200900
|
6912900
|
6912900
|
|
НДС
|
руб.
|
1333500
|
1333500
|
1200150
|
1200150
|
1152150
|
1152150
|
|
Прибыль
|
руб.
|
3600450
|
4267200
|
2473643
|
3840480
|
1704577
|
3816507
|
|
Налог с прибыли
|
руб.
|
864108
|
1024128
|
593674,3
|
921715,2
|
409098,5
|
915961,7
|
|
ПДН
|
руб.
|
1402842
|
1909572
|
679818,7
|
1718615
|
143328,5
|
1748395
|
|
НПДН
|
руб.
|
1402842
|
1909572
|
2082661
|
3628187
|
2225989
|
5376582
|
|
Кдис
|
|
0,9091
|
0,9091
|
0,826
|
0,826
|
0,751
|
0,751
|
|
ДПДН
|
руб.
|
1275324
|
1735992
|
1720278
|
2996882
|
1671718
|
4037813
|
|
ЧТС
|
руб.
|
1275324
|
1735992
|
2995601
|
4732874
|
4667319
|
8770687
|
Таблица 6.4.3
Расчет экономической эффективности при уменьшении налогов на 15%, и
увеличении на 30%.
|
Параметр риска
|
налоги
|
30%
|
-15%
|
30%
|
-15%
|
30%
|
-15%
|
|
Показатели
|
Ед. изм.
|
2000
|
2000
|
2001
|
2001
|
2002
|
2002
|
|
количество скважин
|
шт.
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
|
прирост добычи
|
тонн
|
8890
|
8890
|
8001
|
8001
|
7681
|
7681
|
|
цена 1т. нефти.
|
руб.
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
900
|
|
С 1 мероприятия
|
руб.
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
|
Затраты
|
руб.
|
2667000
|
2667000
|
2400300
|
2400300
|
2304300
|
2304300
|
|
Выручка
|
руб.
|
8001000
|
8001000
|
7200900
|
7200900
|
6912900
|
6912900
|
|
НДС
|
руб.
|
1333500
|
1333500
|
1200150
|
1200150
|
1152150
|
1152150
|
|
Прибыль
|
руб.
|
4000500
|
4000500
|
3600450
|
3600450
|
3456450
|
3456450
|
|
Налог с прибыли
|
руб.
|
1248156
|
816102
|
1460343
|
624318
|
1822586
|
509480,7
|
|
ПДН
|
руб.
|
1418844
|
1850898
|
939957,5
|
1775982
|
481713,9
|
1794819
|
|
НПДН
|
руб.
|
1418844
|
1850898
|
2358801
|
3626880
|
2840515
|
5421699
|
|
Кдис
|
|
0,9091
|
0,9091
|
0,826
|
0,826
|
0,751
|
0,751
|
|
ДПДН
|
руб.
|
1289871
|
1682651
|
1948370
|
2995803
|
2133227
|
4071696
|
|
ЧТС
|
руб.
|
1289871
|
1682651
|
3238241
|
4678454
|
5371468
|
8750150
|
Таблица 6.4.4
Расчет экономической эффективности при уменьшении цены на нефть на 20%, и
увеличении на 20%.
|
Параметр риска
|
Снефти
|
20%
|
-20%
|
20%
|
-20%
|
20%
|
-20%
|
|
Показатели
|
Ед.изм.
|
2000
|
2000
|
2001
|
2001
|
2002
|
2002
|
|
количество скважин
|
шт.
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
|
прирост добычи
|
тонн
|
8890
|
8890
|
8001
|
8001
|
7681
|
7681
|
|
цена 1т. нефти.
|
руб.
|
1080
|
720
|
1296
|
576
|
1555,5
|
460
|
|
С 1 мероприятия
|
руб.
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
126798
|
|
Затраты
|
руб.
|
2667000
|
2667000
|
2400300
|
2400300
|
2304300
|
2304300
|
|
Выручка
|
руб.
|
9601200
|
6400800
|
10369296
|
4608576
|
11947795
|
3533260
|
|
НДС
|
руб.
|
1600200
|
1066800
|
1728216
|
768096
|
1991299
|
588876,7
|
|
Прибыль
|
руб.
|
5334000
|
2667000
|
6240780
|
1440180
|
7652196
|
640083,3
|
|
Налог с прибыли
|
руб.
|
1280160
|
640080
|
1497787
|
345643,2
|
1836527
|
153620
|
|
ПДН
|
руб.
|
2453640
|
960120
|
3014777
|
326440,8
|
3824370
|
-102413
|
|
НПДН
|
руб.
|
2453640
|
960120
|
5468417
|
1286561
|
9292787
|
1184147
|
|
Кдис
|
|
0,9091
|
0,9091
|
0,826
|
0,826
|
0,751
|
0,751
|
|
ДПДН
|
2230604
|
872845,1
|
4516912
|
1062699
|
6978883
|
889294,7
|
|
ЧТС
|
руб.
|
2230604
|
872845,1
|
6747516
|
1935544
|
13726399
|
2824839
|
По результатам расчетов строится диаграмма «Паук»
Из диаграммы "паук" видно, что изменения ЧТС при заданной
вариации параметров находятся в положительной области, значит проект не имеет
риска.
Но при снижении цены на 20% необходимо принять меры по увеличению добычи.
Рисунок
6.4.1 - График «Паук»
7.
ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ РАБОТ
.1 Охрана
окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН
Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или
устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.
Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные
процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья.
Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных
сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды,
окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность
промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и
конденсата в факелах - все это, так или иначе, приводит к утечкам и выбросам,
вредным для окружающей среды.
На Приобском месторождения уделяется большое внимание вопросам охраны
окружающей среды. На месторождении эксплуатируется 50 установок ЭЦН со
среднесуточным дебитом 17 т/сут.
На нефтепромысле применяется герметизированная система сбора нефти и
газа, исключающая технические утечки нефти. Однако случаются разливы нефти по
причине коррозии труб, заводских дефектов в оборудовании, аварии трубопроводов,
проложенных строителями наспех, некачественно, без достаточного заглубления.
Чтобы предупредить разлив нефти на территорию все кусты обвалованы высотой 1,5
м. Также проводится, профилактическая работа с целью предупреждения порывов
нефтепродуктов, Закачка антикоррозийных химреагентов в нефтетрубопроводы,
выявление потенциально опасных участков с помощью дефектоскопии,
планово-предупредительный ремонт этих участков трубопроводов, создание
оптимального режима движения водонефтяной эмульсии по трубопроводам.
Разработаны схемы сбора и утилизации различных нефтепродуктов. В случае
попадания нефтепродуктов на почву и водные поверхности обязательно
локализируется участок песком или местными грунтами, а на водной поверхности
удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами и
ручным способом.
Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (применение
бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, торфом и песком)
методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую
среду.
.2 Техника
безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе
электроцентробежного насоса
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для
выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан
и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения
исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой
арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью
скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.
Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать
датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме
насоса и температуре масла в электродвигателе.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр,
ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на
специальной канатной подвеске.
Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен
касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей
зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна
превышать 0,25 м/с.
Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки
кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы
барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной
плоскости.
Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а
также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в
соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного
электронасоса.
Устье скважины, эксплуатирующейся винтовым погружным, насосом, должно
иметь сальниковое устройство для уплотнения вала, передающего крутящий момент
от редуктора к колонне насосных штанг.
Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки
электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В квалификационной работе рассмотрено одно из предложений, направленное
на повышение эффективности разработки Приобского месторождения за счет
оптимального подбора параметров работы электропогружных установок, в
зависимости от геологических характеристик месторождения и физико-химических
свойств нефтей.
Анализ работы действующего фонда скважин и геологические характеристики
Приобского месторождения позволяют сделать вывод, что имеются значительные
резервы по повышению эффективности разработки данной залежи за счет подбора
оптимальных характеристик работы скважин, оборудованных УЭЦН, путем уточнения
глубины спуска насосов и их типоразмеров персонально для каждой действующей
скважины, а так же учитывать данные предложения при вводе каждой новой
скважины.
БИБЛИОГРАФИЯ
1.
Нефтепромысловое оборудование, справочник под редакцией Бухаленко Е.И. - М.:
Недра, 1990
. Справочная
книга по добыче нефти, под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 1974
. Правила
безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.:НПООБТ, 1993.
. Инструкция
№14 по безопасности труда по запуску и выводу на режим установок УЭЦН
. Ляпков П.Д.
Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине - Москва 1987.
. Раабен
А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового
оборудования: Учеб. Для техникумов. 3-е изд., переработ. и доп. - М.: Недра,
1989.
. Сахаров
В.А., Moxoв M.A. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине
"Технология и техника добычи нефти", под редакцией проф. Гиматудинова
Ш.К. - Москва 1987 г.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Результаты расчетов к построению кривых Р (Lэк) и bг (Lэк)
|
Параметр
|
Единица измерен.
|
№ ступени, считая от забоя
скважины.
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
|
DPi
|
МПа
|
6,66
|
2,50
|
1,00
|
0,75
|
0,50
|
0,25
|
|
Pcpi
|
МПа
|
15,3
|
10,8
|
9,0
|
8,1
|
7,5
|
7,1
|
|
DLi
|
м
|
805,7
|
304,3
|
120,5
|
89,8
|
59,2
|
29,5
|
|
bbгiм3/м300,0390,0730,0980,1300.167
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Pi
|
МПа
|
12,00
|
9,50
|
8,50
|
7,75
|
7,25
|
7,00
|
|
Lpi
|
м
|
1693,5
|
1389,2
|
1268,7
|
1178,9
|
1119,7
|
1090,2
|
|
Lbb=0м2064,2-----
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Lbbiм-1541,31328,91223,81149,31104,9
|
|
|
|
|
|
|
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт)
|
Параметр
|
Единица измерен.
|
№ ступени НКТ.
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
DP
|
МПа
|
1,90
|
2,10
|
2,30
|
2,50
|
3,13
|
|
Рср
|
МПа
|
2,45
|
4,45
|
6,65
|
9,05
|
11,87
|
|
DL
|
м
|
188,4
|
187,0
|
160,1
|
145,0
|
369,5
|
|
Li
|
м
|
188,4
|
375,4
|
535,5
|
680,5
|
1050,0
|
|
Pi
|
МПа
|
3,40
|
5,50
|
7,80
|
10,30
|
13,43
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
График зависимостей Р1 (Lнкт), Р (Lэк) и bг (Lэк)
