Геологическая часть (стр. 5 )

Минимальное значение по дебиту жидкости составляет 2 м3/сут – по скважине № 000. Максимальное значение по дебиту жидкости составляет 82,3 м3/сут – по скважине № 000. Среднее значение дебита жидкости составляет 29,6 м3/сут. С дебитами жидкости в интервале от 10 до 30 м3/сут эксплуатируются 7 скважин или 58,3 % от действующего фонда, две скважины работают с дебитами в диапазоне от 30,1 м3/сут до 50 м3/сут, по одной скважине эксплуатируется с дебитами в диапазоне 50,1-60 м3/сут и 80-90 м3/сут.

Рассматриваемый фонд скважин имеет высокую обводненность. Минимальное значение по обводненности составляет 34 % – по скважине № 000. Максимальное значение по обводненности составляет 98,2 % – по скважине № 000. Среднее значение обводненности составляет 79,3 %.

С обводненностью в интервале от 30 % до 50 % работают 2 скважины, у 1 скважины обводненность находится в диапазоне от 50,1 % до 70 %, обводненность в пределах 70,1-90% имеют 3 скважины, у 2 скважин обводненность находится в диапазоне от 90,1% до 95%, 4 скважины эксплуатируется с обводненностью в диапазоне от 95 % до 99 %.

3.2  Теоретические положения по эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов

Установка с погружным электро­насосом (рис. 3.4) состоит из центробеж­ного насоса 4 и электродвигателя 1 специаль­ной конструкции с протектором 2. Валы двигателя и центробежного насоса через протектор соединены шлицевыми муфтами в одно целое. Погружной электронасос спу­скают в скважину на трубах, параллельно которым расположен гибкий бронирован­ный кабель, подводящий электроэнергию к двигателю. Кабель крепится к трубам металлическими хомутами. Питание энер­гией осуществляется от промысловой сети. Напряжение регулируется автотрансформа­тором 8. Управление и контроль за рабо­той насоса автоматизированы и осущест­вляются при помощи станции управления 9.

Электродвигатель ПЭД погружного насоса предста­вляет собой асинхронный двигатель трех­фазного тока в герметичном исполнении (помещен в стальную трубу, заполненную маслом). Длина в зависимости от его мощ­ности может достигать до 10 м. Статор дви­гателя собран из активных пакетов (секций) 9 статорного железа и немагнитных сек­ций 8 (из листовой латуни или немагнитной стали), чередующихся между собой. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выпол­нена из масло - и теплостойких материалов. [10]

Ротор двигателя также состоит из нескольких секций (пакетов), которые имеют самостоятельную обмотку. Между ротор­ными секциями на валу смонтированы промежуточные подшип­ники. Двигатели выпускаются мощностью от 10 до 125 кВт. Двигатель заполняется специальным маловязким маслом, на­ружные диаметры его корпусов равны 103, 117 и 123 мм.

Центробежный многоступенчатый на­сос монтируют в стальной трубе. Рабочие колеса собраны на валу (на шпонке) скользящей посадкой. Колеса рас­положены на соответствующих направляющих аппаратах как на подпятниках.

Способ регулирования подачи насоса изменением числа сту­пеней насоса свободен от этих недостатков.

Для устранения вредного влияния газа на работу погружных электронасосов (как и штанговых) их погружают ниже динами­ческого уровня и на приеме устанавливают газосепаратор. [16]

В зависимости от количества газа насос погружают ниже уровня на 250—350 м, а иногда и до 600 м. Недостаточная глу­бина погружения приводит к неустойчивой работе, снижению к. п.д. и срыву подачи насоса. [11]

Другой способ борьбы с вредным влиянием газа — примене­ние газосепараторов.

3.3  Расчет подбора УЭЦН к скважине № 000

Эксплуатация скважины № 000 осуществляется при забойном давлении ниже давления насыщения, что приводит к снижению продуктивности скважины по причине выпадения в призабойной зоне АСПО. Выполним для данной скважины подбор типоразмера ЭЦН, который обеспечит эксплуатацию скважины при забойном давлении выше давления насыщения.

Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5-50-1800

1. Рассчитаем коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины

(3.1)

2. Определим плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см3

(3.2)

3. Определим плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см3

(3.3)

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса [2]:

(3.4)

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса не считаем, так как обводненность скважины n=85,8%> 60 %.

Если mсм5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты на подачу и напор равны: Кq= 1; Kн= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как n=85,8%> 60 %.

6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи),

7.Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора),

8. Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом ее на оптимальный режим эксплуатации

(3.5)

Для обеспечения отбора жидкости по скважине, равного 33,5 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-30-1400. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1=1590 м; S2=8,438 сут/м2; S3=0,5063 сут2/м5;

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут

(3.6)

10. Величина обратная коэффициенту продуктивности скважины, характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса, сут/м2

(3.7)

11. Коэффициент приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м3/сут

(3.8)

12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м3/сут

(3.9)

13. Проектное забойное давление в скважине, кг/см2

(3.10)

14. Динамический уровень в скважине при ее освоении на жидкости глушения

(3.11)

15. Глубина подвески насоса в скважине, м

(3.12)

16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме ее работы, м

(3.13)

17. Количество нефтяной смеси прокачиваемой насосом

(3.14)

Строим график согласования напорных характеристик скважины и подобранного (рассчитанного) типоразмера насоса.

На напорную характеристику скважины накладываем напорную характеристику насоса для отыскания точки их пересечения. График согласования напорных характеристик скважины и насоса представлен на рис. 3.5. Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области [2]. Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 20–40 (м3/сут), проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 33,5 (м3/сут) находится в рабочей области.

Замена работающего в скважине насоса ЭЦН5-50-1800 на рассчитанный насос меньшей подачи ЭЦН5-30-1400 обеспечит эксплуатацию скважины при забойном давлении выше давления насыщения, что позволит увеличить срок стабильной эксплуатации оборудования и повысить межремонтный период скважины.

3.4  Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Осложнения при эксплуатации скважин объекта В1 могут быть связаны со следующими основными причинами:

­  асфальтено-смоло-парафиновые отложения (АСПО) в лифтовых колоннах и выкидных линиях;

­  осложнения, связанные с глушением скважин;

­  осложнения, связанные с солеотложением.

Для предупреждения осложнений при эксплуатации добывающих скважин необходимо предусмотреть определенный комплекс мероприятий.

Мероприятия по борьбе с парафиновыми и асфальто-смолистыми отложениями

Основным методом борьбы с АСПО на месторождении является периодическая промывка скважин горячей нефтью и пропарка агрегатами АДП и ППУ. Следует иметь в виду, что промывки горячей нефтью (тем более, водой) не приводят к полному выносу АСПО – тяжелые фракции перемещаются вниз по лифту. Более эффективно применение горячих растворителей, например, «Нефрас».

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями

Химические методы

Наиболее эффективным и реализуемым в промышленных масштабах является применение ингибиторов:

«ПАФ-13А», «ПАФ-13А – зимняя форма».

«Акватек-511, Акватек-512, Акватек-515, Акватек-525

3.5  Спец вопрос «Перфорация на кислых растворах»

Существуют несколько механизмов снижения продуктивности скважины под влиянием твёрдой фазы и фильтрата бурового раствора.

1. Капиллярные явления – влияние относительных проницаемостей в результате изменений относительного содержания воды, нефти и/или газа в порах пласта; эффекты смачиваемости; блокирование пор водными фильтратами.

2. Набухание и диспергирование глин, входящих в состав породы коллектора, под действие фильтрата бурового раствора.

3. Проникновение из бурового раствора в пласт твёрдых частиц, закупоривающих поровое пространство.

4. Взаимное осаждение солей в фильтрате и пластовой воде.

5. Осыпание несцементированных песков.

Более подробно остановимся на рассмотрении п. 2 и 3. т. к. механизмы снижения проницаемости ПЗП в данном случае похожи и решения этих проблем идентичны.