Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Курсовой проект

Применение установок электроцентробежного насоса в малодебитных скважинах Федоровского месторождения

М.А. Ирбулатов - студент гр. ГРз-16-01

Л.Е. Ленченкова - профессор

Уфа 2020



Введение

На сегодняшний день в ПАО «Сургутнефтегаз» фонд скважин, оборудованных установками электроцентробежного насоса (УЭЦН), составляет более 21 тысячи. Ежегодный прирост эксплуатационного фонда составляет 4%, при этом рост малодебитного фонда в 2 раза выше, чем в целом по фонду, и составляет 8%. Доля малодебитного фонда скважин на начало 2019 год составляет 53,6%.

Малодебитный фонд -- это такое же осложнение, как и высокая температура пластовой жидкости, солеотложение на рабочих органах ЭЦН, высокое содержание механических примесей. Его наработка ниже чем у среднедебитного и высокодебитного фонда, связано это с тем что, ЭЦН работает у границ левой зоны НРХ с низким значением КПД, в следствие чего происходит, нагрев жидкости над приемом насоса и снижение ресурса электрической части погружной установки. Также при работе ЭЦН с низкой производительностью, рабочее колесо с большей силой прижимается к направляющему аппарату в следствие чего происходит более интенсивный износ опорных шайб рабочего колеса и снижается ресурс ЭЦН.



1.УЭЦН для малодебитного фонда скважин

Для увеличения эффективности эксплуатации малодебитного фонда в ПАО «Сургутнефтегаз» ведётся работа по таким направлениям как:

- увеличение конструкционной надёжности погружного оборудования;

- внедрение организационных решений;

- поиск альтернативного УЭЦН оборудования.

До 2015 года специалисты компании собственными силами разработали, испытали и запустили в серийное производство следующее оборудование повышенной надёжности:

Рисунок 1.1

1. Высокотемпературное:

- линейка компаундированных и теплоненагруженных электродвигателей;

- разработана система подбора длин термовставок для кабельных линий.

2. Износостойкое оборудование для скважин с высоким содержанием твёрдых механических примесей (более 1000 мг/л):

- модуль-фильтр входной МФВ5 и 5А габарита;

- модуль входной перепускной МВПВ 5 и 5А габаритов, позволяющий продолжать работу УЭЦН в случае полного засорения фильтра;

- износостойкий ЭЦН с пакетной схемой сборки рабочих ступеней.

Более 10 лет ведётся разработка осложнённых месторождений Октябрьского района. Осложняющими факторами которых являются высокая пластовая температура (до 120°С), неоднородность коллекторских свойств пластов, слабые приточные характеристики.

С 2015 года на данных месторождениях применяется только оборудование повышенной надёжности, в 100% комплектации высокотемпературным и износостойким оборудованием. Это позволило обеспечить ежегодный рост наработки оборудования на 20%.

Рисунок 1.2

С 2017 года оборудование повышенной надёжности в зависимости от наличия осложняющих факторов стало применяться на всех месторождениях Общества и достигло в 2018 году 5480 единиц или 12,5% от годового объёма монтажей.



Организация службы сопровождения эксплуатации при ЦБПО ЭПУ

Рисунок 1.3

Одновременно с расширением объёмов внедрения оборудования УЭЦН повышенной надёжности произошло качественное изменение во взаимоотношениях с НГДУ по закрытию заявок в монтаже погружного оборудования.

Теперь ЦБПО ЭПУ по скважинам целевого фонда с момента отказа УЭЦН до момента монтажа производит анализ причин отказа предыдущего оборудования в данных скважинах, анализ предварительной причины свежего отказа и в соответствие с линейкой серийного оборудования, оборудования повышенной надёжности выдаются рекомендации НГДУ по применению того или иного типа оборудования и применению предвключённых устройств.

Для этих целей с 2019 года в составе ЦБПО ЭПУ была создана служба сопровождения эксплуатации УЭЦН. Помимо прочего, в обязанности специалистов данной службы входит: анализ эксплуатации УЭЦН, оперативное выявление осложнений и своевременное принятие мер по их устранению.

Идея по своевременному выявлению осложнений так называемых «АЛАРМОВ» не новая, первопроходцами тут выступают западные нефтесервисные компании.

Имея огромный опыт в эксплуатации УЭЦН, а также программистов в лице специализированного подразделения СургутАСУнефть ПАО «Сургутнефтегаз» был разработан и в 2017 году введён в промышленную эксплуатацию программный продукт "Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов". Данная программа позволяет по оценке скорости изменения того или иного эксплуатационного параметра прогнозировать возникновение критического режима работы агрегата и сигнализировать об этом пользователю. За 2018 год посредством автоматизированной системы "Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов" на целевом фонде скважин, в количестве более 6000 скважин выявлено и устранено более 900 отклонений, создающих риск отказа оборудования.

Рисунок1.4

Таким образом, на сегодняшний день у ПАО «Сургутнефтегаз» имеется эффективный инструмент мониторинга режима работы УЭЦН, позволяющий своевременно выявлять недопустимые условия эксплуатации оборудования и оперативно принимать меры по их устранению.

Мониторинг эксплуатационных параметров УЭЦН



Рисунок 1.5

Системный подход в работе с малодебитным осложнённым фондом скважин за последние годы позволил сформировать стабильную положительную динамику роста наработки УЭЦН и обеспечить с момента тиражирования внедрения оборудования повышенной надёжности на все месторождения Общества, а также организации системной работы по оперативному выявлению осложнений и своевременному реагированию на них ежегодный прирост наработки по малодебитному фонду на уровне 7,5%.

2.Динамика показателей разработки фонда скважин

электроцентробежный насос скважина

За весь период разработки месторождение проходит через 3 стадии:

1. Стадия нарастающей добычи (разбуривание и постепенный ввод в промышленную эксплуатацию новых скважин, строительство трубопроводов, ДНС, КНС, ЦППН и т.д.);

2. Стадия постоянной добычи (ввод в эксплуатацию новых скважин и одновременно обводненние, перевод в ППД, консервация, ликвидация старых);

3. Стадия падающей добычи (постепенное уменьшение фонда скважин, извлечение оставшихся целиков нефти);

Федоровское месторождение нефти находится на третей стадии разработки - стадии снижающейся добычи нефти.

Пласт БС10 является основным объектом разработки, определяющим добычу нефти на месторождении. Он содержит 88% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку. В плане пласт разделен на четыре площади (Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую север и юг) (смотрите рисунок 2.1.1.), различающиеся системами размещения скважин, сроками ввода и стадиями разработки. Эксплуатация пласта начата в 1973 г. Фонд скважин по состоянию на 1.01.97г. составляет 2637, в том числе добывающих 1351 и нагнетательных 573. С начала разработки из пласта отобрано 386.9 млн.т нефти или 85% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти - 0.397 при текущей обводненности продукции 91.3%. Утвержденный коэффициент извлечения нефти - 0.467.

Максимальная добыча нефти 34.3 млн.т была получена в 1983 г. при темпе отбора 7.5% от начальных и 11.5% от текущих извлекаемых запасов нефти.

Пласт БС10 находится в завершающей стадии добычи нефти.

В 1996 году из него добыто 4.017 млн. т нефти при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 0.9%. Фактический средний дебит добывающих скважин по нефти 9 тон в сутки, по жидкости 103.7 тон в сутки.

Накопленный объем добытой жидкости составил 1048.3 млн.т, объем закачанной пласт воды 1413.7 млн.м3 текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 120.4%, накопленная 115.4%.

С целью улучшения выработки запасов нефти пласта БС10 и увеличения ее добычи проводили уплотнение сетки основного фонда скважин в несколько этапов. Первое уплотнение на Моховой и Федоровской площадях осуществили в период с 1981 по 1985 г.

На Моховой площади зоны стягивания в каждом блоке разработки были уплотнены бурением двух дополнительных рядов. В качестве уплотняющих использованы проектные скважины пласта БС1, углубленные до пласта БС10.

На Федоровской площади пласты БС10 и БС1 разбуривали одновременно. Проектные скважины пласта БС1 также углубили до пласта БС10, они были уплотняющими на этот пласт и вступили в разработку одновременно со скважинами основного фонда.

Как видно из рис. 3.2 - 3.3, скважины первого этапа уплотнения имеют, по сравнению со скважинами основного фонда, более высокие средние дебиты по жидкости на протяжении всего периода эксплуатации, в начальный же период эксплуатации - более низкую обводненность добываемой продукции и более высокий дебит по нефти.

Рисунок 2.1



Рисунок 2.2

На одну добывающую скважину первого уплотнения отобрано в среднем 123.4 тыс.т нефти при рентабельной добыче 30 тыс.т/скв.

Второе уплотнение сетки скважин основного фонда началось в 1986 г. на Моховой и Федоровской площадях бурением скважин в зоне отбора там, где не было проведено уплотнение углубленными до пласта БС10 проектными скважинами пласта БС1 и оставшимися собственными проектными скважинами пласта БС10, а также бурением поперечных разрезающих рядов нагнетательных скважин, предназначенных на не вырабатываемые участки разреза пласта БС10.

В скважинах второго этапа уплотнения вскрывали перфорацией участки пласта БС10, слабо вовлеченные в разработку, находящиеся в нижней части разреза пласта и имеющие малую начальную насыщенность нефтью. Среднегодовая обводненность скважин второго уплотнения ниже, а средние дебиты по нефти выше средних текущих величин этих показателей по сравнению со скважинами основного фонда и первого уплотнения. На одну скважину второго уплотнения отобрано в среднем 47.8 тыс.т нефти.

Третье уплотнение фонда скважин по пласту БС10 осуществляется с 1989 г. в основном на южной части Восточно-Моховой площади. Уплотняющие добывающие скважины назначались на слабодренируемые запасы нефти этого пласта.

В дальнейшем на слабодренируемые запасы нефти будут пробурены уплотняющие скважины на Моховой (96 скв.), Федоровской (86 скв.), площадях и северной части Восточно-Моховой (10 скв.) площади. На рисунке 3.4.6. приведены применяемые системы размещения скважин пласта БС10 на Федоровском месторождении.

История эксплуатации этой группы скважин уплотнения насчитывает 8 лет, в среднем на одну скважину отобрано 11.7 тыс.т нефти. Достаточно небольшая текущая обводненность добываемой продукции и величина текущих дебитов дают основание предполагать, что скважины этой группы также в конечном счете окажутся рентабельными, т.е. добыча нефти на одну скважину составит не менее 30 тысяч тон.

Всего по уплотняющим скважинам добыто с начала их эксплуатации 56.1 миллионов тон нефти или 17% от накопленной добычи по основному фонду, на одну добывающую уплотняющую скважину отобрано 74 тыс .т нефти, средний дебит по нефти 8.6 т/сут, по жидкости 86.3 т/сут.

Таким образом, анализ результатов эксплуатации уплотняющего фонда скважин пласта БС10 Федоровского месторождения нефти показал эффективность этого мероприятия.

Разработка объекта ВС 10-1 началась в 1979 году вводом в эксплуатацию северной части Восточно-Моховой площади, а в 1981 году - Федоровской и южной части Восточно-Моховой площади. Проектный фонд скважин в пределах рентабельных толщин разбурен. Фонд скважин по состоянию на 1.01.97 год составляет 391, в т.ч. действующих добывающих 219 и нагнетательных 77. Максимальная добыча нефти 1.6 млн.т нефти была получена в 1989 году при темпе отбора 6.3% от НИЗ. С начала разработки отобрано 14.8 миллионов тон нефти, что составляет 58.9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.230 при обводненности 70.5%. Средний дебит по нефти 8.7 тон в сутки, по жидкости 29.6 то в сутки.

Пласты БС1 и БС2 имеют хорошие коллекторские свойства, но сравнительно малые нефтенасыщенные толщины (1.6 - 5.3м). Имеются зоны слияния, пласты в плане перекрываются. Это послужило основанием для их объединения в один объект разработки.

По технологическим документам предусматривалась разработка этого объекта трехрядными блоками с расстоянием между эксплуатационными скважинами 600 метров, нагнетательными - 500 метров и расстоянием от нагнетательных скважин до первого ряда - 700 метров (S = 37.1 га/скв.). При этом предполагалось углубление скважин до пласта БС10 с последующим возвращением высокообводненных скважин, в том числе и скважин собственно пласта БС10, на объект БС 1-2

В процессе разработки месторождения выявилась невозможность формирования регулярной системы разработки объекта ВС 1-2. Поэтому было осуществлению возвращение собственных скважин пласта ВС 1-2 с первой полосы объекта БС10, а на вторых полосах решено пробурить новые скважины на пласт БС 1-2 оставив углубленные скважины на объекте БС 10.

В дальнейшем было принято решение о внедрении на объекте обращенной девятиточечной системы по сетке 600х600 метров на Северо-Сургутской площади.

Объект БС 1-2 находится в стадии снижающейся добычи нефти с 1991 года. С начала разработки (1974г.) отобрано 12.5 млн.т нефти (40.7% от НИЗ). Текущий КИН составил 0.121 (утвержденный -0.296) при обводненности 81 %. Отобрано 37.1 млн.т жидкости, закачано 48.2 млн.м3 воды.

Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 6.0 т/сут, по жидкости 34.8 т/сут.

Объект АС9 введен в разработку в 1980 года на Моховой и в 1981 году на Федоровской площадях по квадратной сетке 400х400 метров с избирательным и законтурным заводнением.

Проектный фонд скважин разбурен. В целом по объекту АС9 пробурено 159 скважин, в том числе действующих добывающих 72 и нагнетательных 29. Максимальный отбор нефти 671 тыс.т был получен в 1987 году при темпе отбора 9.2% от НИЗ. Объект АС9 находится в стадии снижающейся добычи нефти. С начала разработки по объекту отобрано 5.4 млн.т или 74.1% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.223 (утвержденный - 0.301) при обводненности продукции 90.8%. В 1996 году добыто 148 тыс.т нефти. Средний дебит добывающей скважины по нефти 5.6 т/сут, по жидкости 61.5 т/сут

Жидкости с начала разработки добыто 22.9 млн.т, объем закачанной в пласт воды составил 28.7 млн.м3, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 116%, накопленная 119.1%.

С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС4-8 Они представлены на всех площадях Федоровского месторождения нефти и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты, содержат 159.1 млн.т утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23.4% от запасов месторождения.

Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключенную между-обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. Высота залежи небольшая, среднее расстояние между ГНК и ВНК -12 метров. Средние эффективные толщины составляют: газонасыщенная - 9.7 метров, нефтенасыщенная - 5.6 метров, водонасыщенная - 12.2 метров. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленных работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объемов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1.2 тыс.м^ газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8 При тонкой нефтяной оторочке не удается организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.

Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводненности продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС4-8 Федоровского месторождения нефти оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительными объемов попутно добываемых воды и газа. Традиционными методами разработки за реальные сроки утвержденная нефтеотдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому в 1993 году на месторождении были пробурены четыре горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Федоровского месторождения.

В целом по объекту АС4-8 с начала его разработки отобрано 7.8 млн .т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от общих балансовых запасов составил 0.012 при текущей обводненности добываемой продукции 85.7%. В 1996 году добыча нефти составила 1.3 тыс.т , жидкости 9.1 тыс.т. Средний дебит добывающей скважины по нефти 13.2 т/сут, по жидкости 92.5 т/сут. В целом по объекту АС4-8 пробурено 633 скважины, в том числе добывающих 363, из них 50 скважин горизонтальных, нагнетательных 109.

На объекте БС16 в 1995 году пробурено пять добывающих скважин. На 1.01.97 год фонд скважин составляет восемь, в том числе шесть добывающих и одна нагнетательная. Добыча нефти за этот период составила 9.4 тыс.т, из них 7.9 тыс.т добыто в 1996 году, накопленная добыча жидкости 28.2 тыс.т, 18.7 тыс.т жидкости добыто в 1996 году. Средний дебит добывающей

скважины по нефти 4.5 т/сут. по жидкости 10.7 т/сут. среднегодовая обводненность 57.7%.

Пласт ЮС2 эксплуатируется пятью скважинами. За весь период_эксплуатации (1984 - 1996 годов) из пласта отобрано 77.1 тыс.т нефти, 135.1 тыс. т жидкости. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 5.4 т/сут, по жидкости 8.3 т/сут. Добычные возможности по пласту не установлены и не определена система разработки.

Как отмечалось выше. Федоровское месторождение нефти находится в стадии снижающейся добычи нефти по всем объектам, находящимся в разработке долгие годы. Поэтому необходимо сконцентрировать все внимание на залежах, содержащих запасы нефти, извлечение которых позволило бы замедлить падение добычи нефти и стабилизировать ее. С этой целью рассмотрим структуру извлекаемых запасов нефти. Запасы нефти Федоровского месторождения нефти представленны на рисунке 2.4.

Рисунок 2.3

Рисунок 2.4



Запасы нефти Федоровского месторождения нефти утверждены ГКЗ-СССР и составляют: балансовые - 1848.8 млн.т. извлекаемые -681.3 млн.т. коэффициент нефтеизвлечения 0.369 (по категориям B+C1), балансовые 310.5 млн.т. извлекаемые 43.6 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения 0.141 (по категории С2). Начальные извлекаемые запасы нефти распределялись по объектам разработки следующим образом: основной объект - пласт БС10 - 66.8%, в сложно построенных газонефтяных залежах пластов АС4-8 - 23.4%, на объекты БС1-2 1БС10 приходилось 4.5 и 3.7% соответственно, в пласте АС9 - 1%, а в пластах 1ЮС2, БС16 - 0.6% в сумме. Таким образом, в целом на объекты группы БС приходилось 75.6% НИЗ. а на объекты группы АС - 24.4% НИЗ. Выработка запасов нефти по основному объекту разработки - пласту БС10 достигла 85%, по объекту 1БС10 - 59%, по объекту БС1-2 - 41%, по объекту АС9 - 74%. За счет разработки объектов произошли изменения в структуре извлекаемых запасов нефти. Текущие извлекаемые запасы месторождения составляют 253.9 млн. т и распределяются по объектам разработки следующим образом: от запасов нефти основного объекта разработки пласта БС10, который был определяющим в добыче нефти многие годы, осталось 68.3 млн. т при текущей обводненности 91.3%, в пластах БС1-2 и 1БС10 - 18.2 млн.т, 10.3 млн.т при текущей обводненности 81.4 и 71.2% соответственно, в пласте АС9 осталось 1.9 млн.т при текущей обводненности 91.3%. Текущие извлекаемые запасы нефти по залежам пластов АС4-8 - 151.3 млн.т, при текущей обводненности 85.7%. В сумме по объектам БС10 -АС9 текущие извлекаемые запасы составляют 98.6 млн.т или 39% от ТИЗ месторождения.

Из распределения текущих запасов нефти по объектам разработки следует, что перспектива развития добычи нефти на Федоровском месторождении нефти связана с промышленным освоением объектов АС4-8. В технологической схеме 1995 года был утвержден вариант разработки нефтяной оторочки пластов АС4-8 с применением горизонтальных скважин, которых предполагается пробурить 1003. Технико-экономические расчеты показали, что экономическая эффективность от применения горизонтальных скважин на. порядок выше, чем с применением вертикальных скважин, при этом коэффициент извлечения нефти увеличивается в 1.8 раза, дополнительно вовлекается в разработку на 100.9 млн. т нефти больше, чем в варианте с вертикальными скважинами. Реализация проектных решений технологической схемы позволит стабилизировать добычу нефти на месторождении и в течение двадцати лет добывать около 6 миллионов тон нефти в год. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС12, 1БС10, ВС10 будет компенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.

На рисунке 3.5 представлена динамика добычи нефти Федоровского месторождения (прогноз до 2020 г.), на рисунке 3.6.представленна динамика эксплуатационного фонда Федоровского месторождения, в приложении представленна динамика добычи нефти Федоровского месторождения.

Рисунок 2.5



3.Осложнения при эксплуатации скважин

Нефть пласта АС4-8 относится к парафинистому типу. Особо серьезные осложнения возникают при отложениях парафина в затрубье скважин, когда через него происходит фонтанирование. Поэтому, при режиме работы скважины “фонтан-насос” и фонтан затрубное пространство ее должно быть закрыто на устье.

Для борьбы с АСПО применяются: промывка АДП горячей нефтью; скребки, спускаемые на проволоке лебедки; электронагреватели.

Как я думаю, применять удаление АСПО теплоносителями является не целесообразно как технологически так и экономически. Поскольку данная технология экономически в 3-5 раз дороже, чем механический метод. Из-за наличия тугоплавких компонентов АСПО каждая обработка снижает на 15-30% последующий межочистной период. И, наконец, при закачке горячей нефти в скважину нарушается техническое условие эксплуатации токоподводящего кабеля УЭЦН.

Рациональным является применение в насосных и фонтанных скважинах скребков, спускаемых лебедкой с вездеходной транспортной базы. Есть определенные трудности обслуживания скважин с высоким давлением на устье, но вопросы эти решаются применением переносного лубрикатора с превентором.

Отложение пробок АСПО в подъемниках может привести к спонтанному загидрачиванию их. Особенно это характерно для обводненных скважин с низким дебитом жидкости и высоким дебитом газа.

На скважинах пласта АС4-8 Федоровского месторождения гидратные отложения отмечены на устье. Применяют обработку паром. Необходимо применять электропрогрев и теплоизоляцию. Для предупреждения образования гидратов в лифтах рекомендуются греющий кабель или периодическая прокачка нагретого CaCl2. В случае отложения гидратов в затрубье необходимо прикрыть по нему отбор газа и нефти.

Вопросы борьбы с пескопроявлениями в горизонтальных скважинах стоит с большой остротой, чем в вертикальных из-за возможности обрушения горизонтального участка слабосцементированных коллекторов. Кроме того, весьма сложно, не создавая аварийной ситуации, обеспечить условия дренажа песка из длинномерного горизонтального участка. При выносе песка ствол скважины должен быть обеспечен колонной.

Без цементирования в зарубежной практике применяются как механические, так и намывные фильтры. Даже при высоком техническом уровне техники и технологии строительства гравийных фильтров зарубежные фирмы применяют их в ограниченных масштабах.

Механический фильтр создается на внешней стороне эксплуатационной колонны навивкой профильной проволокой или сетки. Конструкция определяется фракциональным составом песка и интенсивностью его выноса.

В зацементированную колонну можно спустить коаксиально механический фильтр. Необходимо учесть, что в данных участках впоследствии фильтр извлечь не удается. Песчаные пробки на забое могут образовываться при попадании его с жидкостью глушения или на кабеле, трубах и т.п. при их спуске. Необходимо исключить этот прецедент. Имеется положительный опыт спуска в горизонтальные участки тонких стационарных хвостовиков для проведения различных технологических операции: выноса песка, подачи кислоты и т.п. Фирмой Upton Resources (г. Истевак, Канада) получено увеличение коэффициента нефтеотдачи с 15% до 50% в карбонатном коллекторе, разрабатываемом в жестком водонапорном режиме при помощи горизонтальных скважин. Выравнивание фронта продвижения нефти к скважине достигнуто изменением перепада давления в стволе горизонтальной скважины с помощью нескольких штуцеров, установленных в хвостовике.

На Федоровском месторождении для предупреждения выноса песка используется фильтр типа ФГС-146 разработанный ОАО “Сургутнефтегаз” и НПО “Буровая техника”. Работа выполнена в 1994 г. по договору с ОАО “Сургутнефтегаз”.

Неработающий нагнетательный фонд скважин Федоровского месторождения представлен в таблице 3.1

Таблица 3.1. Неработающий нагнетательный фонд на 1.05.2001г.

Причина и вид простоя
1	2	3	4	5	6	7
Простаивающий фонд
1. По распоряжению	21	1	10	7	3
2.0 тсутствие Q	9	1	1	4
З.Р Ф А.РНО	0
4. Порыв водовода	2	1	1
5. Гидратная пробка	0
6. ЛМКП	1	1
7. Ловильные работы	1	1
8. Подозрение на НЭК	0
9.3 аморожена,низкоеРнагн.	2	2
10. Прочие	0
Бездействующий фонд	92
1. По распоряжению	4	2	2
2.0 тсутствие Q	35	5	1	6	2	1	5	13
З.Негерметич.Э.К.	10	1	1	8
4. Подозрение на НЭК	1
5-Полет НКТ	22	1	3	2	12	3	1
б.Прихват НКТ	3	2	1
7. Межколонные проявления	0
8. Рем.изол.работы(РИР)	2	1	1
9. Восстановление циркуляции	0
10. Ремонт назем.обор.(РНО)	1	1
11. Порыв водоводов	5	1	1	3
12.3 аморожен водовод,скв.	1	1
13.0 тсутствие кап.водовода	5	2	1	2
14. Ожидание ликвидации	0
15. Прочие	3	1	1	1
Освоение
1. Ожидание освоения	3	1	2
2. Ожидание КРС,ПРС	1	1
З.Ожидание обустройства	8	4	3	1
4. Прочие	0
5. По распоряжению	0
6. Ожид.ликвидации	0	0
Всего неработающий фонд	140	16	10	12	21	21	30	25
в т. ч. по распоряжению	25	2	1	0	12	7	3	0



4. Анализ причин малодебитности скважин

Нефтегазоносные пласты - это коллекторы, одновременно насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и температурах.

В результате комплекса процессов, протекающих в длительный геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта, в которой произошли, происходят и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние породы. Все указанные процессы возникают с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП определить невозможно. Под этим термином понимается некоторый условный средний радиус, ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине, в которой происходят все процессы и явления, обусловленные вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную конфигурацию (рис. 4.1).

Рисунок 4.1 Схема призабойной зоны пласта

рг - горное давление; рб - равнодействующая горного бокового давления; гс - радиус скважины; rд - радиус скважины по долоту; r - радиус до произвольной точки пласта; rпзп - радиус призабойной зоны пласта

Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.

Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами, протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте.

Дебит скважины зависит от ряда факторов, связанных с естественной характеристикой пласта-коллектора, таких как коэффициенты пористости и проницаемости, эффективная толщина, вязкость фильтрующихся флюидов и др. При справедливости линейного закона фильтрации Дарси дебит Q скважины, расположенной в центре кругового пласта толщиной h и радиусом контурного питания Rк, при установившейся фильтрации можно рассчитать по формуле:

Q = (4.1)

где k - коэффициент проницаемости породы; h - толщина пласта; р  и р  - давление соответственно на контуре питания кругового пласта и забое работающей скважины; rпр - приведенный радиус скважины. Комплекс параметров



К =  , (4.2)

входящих в формулу (4.2), принято считать коэффициентом продуктивности скважины.

Из выражения (4.2) видно, что за единицу измерения коэффициента продуктивности можно принять м3/(с•Па). Однако в расчетах по технологии добычи нефти коэффициент продуктивности принято измерять в м3/(сут•МПа) или т/(сут•МПа). Таким образом, формула (4.1) позволяет рассчитать ожидаемый потенциальный дебит скважин с определенным приближением по картам распределения коэффициента проницаемости и карте равных толщин продуктивного пласта. Путем наложения указанных карт, построенных в одинаковых масштабах, можно построить карту распределения ожидаемых значений коэффициентов продуктивности пласта, необходимую для оперативного контроля за качеством выполнения технологических операций по первичному вскрытию пласта. К сожалению, такие карты равных потенциальных коэффициентов продуктивности пластов из-за ряда объективных и субъективных причин в настоящее время используются редко. Это в свою очередь затрудняет достоверную оценку причин существенного уменьшения дебитов новых скважин по сравнению с соседними, дренирующих один и тот же продуктивный пласт.

Коэффициент продуктивности реальной скважины определяется путем проведения гидродинамических исследований методом пробных откачек на установившихся режимах, является основным параметром скважины, позволяющим проектировать и поддерживать оптимальный режим ее работы.

При отклонениях процесса фильтрации от линейного закона Дарси данные гидродинамических исследований обрабатываются соответствующими методами и, как правило, определяются константы, входящие в формулу притока флюидов в скважине.

Состояние ПЗП может быть ухудшено при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации из-за АСПО в порах породы, неорганических солей, механических примесей и др.

Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта, принято делить на четыре группы:

обусловливающие механическое загрязнение ПЗП;

физико-литологические, приводящие к разбуханию пластового цемента при контакте с водой;

физико-химические;

термохимические.

К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся: засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1 - 20 мм. В крупнозернистых песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие расстояния - до сотни метров. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться; загрязнение ПЗП илистыми частицами, содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более;

- проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;

- обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций;

- ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже илистые частицы, вносимые в пористую среду ПЗП фильтрующейся жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало препятствуют фильтрации, в период же инфильтрации жидкости эти частицы оказываются необтекаемыми; они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды. Радиус кольматажа в ПЗП зависит от значения и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной из ПЗП жидкости.

Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы. Это ухудшение обусловлено проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта; прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно: при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

- при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможны растворение, перенос и переотложение солей, а также их отложение из высокоминерализованного фильтрата;

- при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью разбухания.

В химически обработанном растворе они медленно разбухают. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходят полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, возникает закупоривание пор, нередко до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5 - 10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия нескольких причин.

К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

- проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию "блокирующей" преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами;

- возникновение капиллярного давления, которое проявляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой менее 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания более 90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин с депрессией 0,5 - 1,0 МПа в начальный период эти явления могут в какой-то степени отразиться на времени вызова притока нефти из продуктивных скважин; закупорка пор каплями нефти в потоке фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают в фильтрат промывочной жидкости и воды. Если диаметр таких капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходят их перекрытие и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость ПЗП улучшается;

- нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе вода - нефть, которые обладают высокой прочностью и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды, окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости пород из ПЗП;

- образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности раздела нефть - вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор и участков пористой среды. Образование таких пленок на контакте нефть - вода следует ожидать у всех смолистых нефтей, не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;

- образование "бронированной" эмульсии в крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Под "бронированной" эмульсией понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физико-химические явления увеличивают толщину поверхностно-активной пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них;

- вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами. Это явление особенно характерно для ПЗП малодебитных газовых скважин;

- ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;

- адсорбция на скелете породы масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

К группе термохимических причин, которые приводят к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся:

- отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт; проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости призабойной зоны.

5.Оптимизация режимов работы УЭЦН

Выполнен технико-экономический анализ различных структур УЭЦН и обосновано применение установки с частотно регулируемым электроприводом как варианта с наименьшими затратами на эксплуатацию.

Результаты оценки различных вариантов структуры УЭЦН представлены в таблице 1 (1 - базовая структура УЭЦН, включающая скважинный трансформатор - ТМПН, станцию управления - СУ, кабельную линию - КЛ, погружной электродвигатель - ПЭД, насос - ЦН, гидрозащиту, колонну 5 насосно-компрессорных труб - НКТ, устьевую арматуру; 2 - УЭЦН с установкой компенсации реактивной мощности; 3 - УЭЦН с преобразователем частоты - ПЧ).

Таблица 5.1 - Затраты для различных вариантов структуры УЭЦН (по состоянию на 2008 год)

Затраты, руб. (на одну скважину)	Структура УЭЦН
	1	2	3
Единовременные капитальные вложения	1 957 000	1 959 000	2 131 000
Затраты на ремонт	332 411	332 411	262 183
Затраты на электроэнергию	468 993	461 049	184 534
Затраты на амортизацию	389 410	389 660	411 160
Ежегодные издержки	1 190 814	1 183 120	857 877
Расч. затраты за срок службы УЭЦН (4,1 года)	4 882 337	4 850 792	3 517 297
Снижение затрат относительно базовой структуры УЭЦН, руб.	-	31 545	1 365 040

Во второй главе поставлена задача оптимизации режимов работы УЭЦН - выбран критерий и параметры оптимизации, обоснованы ограничения, предложена методика синтеза математической модели. Показано, что в качестве критерия оптимального функционирования

УЭЦН целесообразно использовать отклонение фактического коэффициента рентабельности по электроэнергии от планового, так как такой критерий в наиболее обобщенном виде характеризует деятельность предприятия, отвечает системному подходу и современным стратегиям построения систем управления нефтедобывающим оборудованием.

Коэффициент рентабельности по расходу электроэнергии характеризует изменение себестоимости продукции в зависимости от затрат на электроэнергию Иээ

Крен.ээ = Сн / Иээ ?1, (5.1) где Сн - стоимость единицы реализуемой продукции (нефти), руб./т.

Задача оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН, решаемая средствами управления, направлена на минимизацию отклонения фактического коэффициента рентабельности Крен.ээ.ф. от планового Крен.ээ.пл. за счет регулирования частоты щ вращения насосного агрегата

ДKренээ. (щ, X ) =[Крен.ээ.ф.(щ, X )?Крен.ээ.пл.]> min ,

ДKрен. щ,X ,

?

где X - вектор параметров жидкости, пласта, скважины и оборудования.

Такой подход позволяет увеличить объем добычи нефти из скважин с высокой рентабельностью и снизить из скважин с низкой рентабельностью и, соответственно, повысить эффективность предприятия.

Фактический коэффициент рентабельности по электроэнергии

Крен.ээ.ф. = Сн ?Qн

Сээ ?P1

включает экономические (Сн - стоимость 1 т нефти и Cээ - стоимость 1 кВт электроэнергии) и технические (Qн- дебит нефти, т/ч, P1 - потребляемая установкой мощность, кВт) параметры.

Таким образом, при известных параметрах жидкости и сложившихся на данный момент экономических условиях задача оптимизации работы УЭЦН сводится к регулированию дебита и потребляемой мощности, которые являются параметрами оптимизации на заданном интервале управления



Q ,Pж 1 = F(щ(t ),X (t),X (t),X (t),X (t1 2 3 4 )), (5.4)

где Qж - дебит жидкости; X (t),X (t),X(t) ,X (t )1 2 3 4 - векторы параметров жидкости (обводненность, газовый фактор, плотность, вязкость и др.), пласта (пластовое давление, проницаемость, насыщенность и др.), скважины (геометрия, инклинограмма, буферное давление, затрубное давление и др.) и установленного оборудования на интервале управления.

Задача оптимизации решается в пределах технологических ограничений.

К основным ограничениям относятся:

– уровни давления на приеме насоса

Рпр.мин ? Pпр ? Рпр.макс

– погружение насоса под динамический уровень

Hпогр ? Hпогр.доп ,

– допустимая температура обмотки статора ПЭД

иобм ?иобм.доп,

– скорость движения охлаждающей электродвигатель жидкости

хж ?хж.доп , (5.8

Для решения задачи оптимизации предложена методика синтеза математической модели УЭЦН как элемента технологической системы «УЭЦНскважина», основанная на методе планирования эксперимента и использовании профессиональных программных продуктов, которая включает ряд этапов:

? разделение исследуемой системы «УЭЦН-скважина» на подсистемы, анализ параметров и выбор наиболее подходящей среды моделирования для каждой из подсистем;

? проведение вычислительных экспериментов в соответствии

с разработанным планом;

? обработка результатов вычислительных экспериментов;

? проверка адекватности синтезированной модели.

В силу существенного различия постоянных времени протекания гидравлических и электромеханических процессов исследуемую систему целесообразно разделить на гидромеханическую и электромеханическую подсистемы, имеющие свои внутренние, входные и выходные параметры и связанные между собой посредством таких показателей, как частота вращения, полезный момент на валу M 2 и температура жидкости иж (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 - Гидро- и электромеханическая подсистемы и их связи

Предложенная методика позволяет получить модель УЭЦН в виде уравнений регрессии, связывающих в явном виде параметры оптимизации с управляющими и возмущающими воздействиями.

В третьей главе проведен обзор и выбор программных продуктов, предназначенных для моделирования гидро- и электромеханических систем.

На основе оценки возможностей различных программ и точности воспроизведения параметров гидравлических процессов применительно к моделированию режимов работы УЭЦН экспериментальной скважины в качестве среды моделирования гидромеханической подсистемы выбрана программа RosPump. Максимальное отклонение рассчитанных данных (дебит, динамический уровень Ндин , забойное давление Рзаб ) от замеренных составило

(с учетом погрешности измерений) около 8 %.

Моделирование гидромеханической подсистемы в среде RosPump подтвердило необходимость определения рабочей точки УЭЦН с учетом реальных характеристик системы, в частности, пластового Рпл и буферного

Рбуф давлений.

В качестве среды моделирования электромеханической подсистемы выбран пакет MatLab, приложение Power System Blockset которого включает модели всех объектов выделенной электромеханической подсистемы. На базе моделей Power System Blockset в среде MatLab построена модель электромеханической подсистемы (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 - Модель электромеханической подсистемы в MatLab

С целью повышения точности расчетов в модели асинхронного двигателя электромеханической подсистемы учтено изменение активных сопротивлений обмоток машины в зависимости от их теплового состояния, а также влияние механических и добавочных потерь в виде дополнительного момента сопротивления на валу двигателя. Сравнение экспериментальных рабочих характеристик ПЭД, полученных при периодических испытаниях, с расчетными характеристиками на модели подтвердило достаточно высокую точность модели двигателя: максимальное отклонение рассчитанного на модели тока, соответствующего области малых нагрузок, не превышает 9 %. С увеличением нагрузки погрешность уменьшается и составляет для номинального тока не более 2 %.

Моделирование УЭЦН экспериментальной скважины подтвердило адекватность модели - отклонение расчетных значений технологических показателей (дебит жидкости, давление на приеме насоса Рпр , потребляемый установкой ток I1) от измеренных значений (с учетом погрешности измерений) не превышает 10 %, что подтверждает возможность синтеза эффективной модели УЭЦН как элемента системы «УЭЦН-скважина».

В четвертой главе разработан алгоритм управления установившимися режимами работы УЭЦН.

Показано, что требованиям, предъявляемым к электроприводу УЭЦН в отношении динамики, глубины регулирования частоты вращения, надежности, наиболее полно отвечает схема преобразователя частоты с автономным инвертором напряжения и широтно-импульсной модуляцией.

В соответствии с методикой, описанной во второй главе, путем проведения вычислительных экспериментов с помощью математических моделей подсистем произведен синтез модели УЭЦН. При этом использованы ортогональный центральный композиционный план второго порядка (для гидромеханической подсистемы) и линейный план полного факторного эксперимента (для электромеханической подсистемы).

На основе моделирования гидромеханической подсистемы выбраны влияющие факторы и пределы их изменения: Рпл = 20 4, ? 25 5, , МПа, Рбуф = 3 10? , Мпа; щ= 24379 36568, ? , , рад/с; относительное значение частоты б= f / fн = 0 8, ?12, и величины напряжения г=U / U1 1н = 08, ?11, на выходе ПЧ; коэффициент загрузки двигателя KM = M2 / M2н = 025 1, ? (индексом «н» помечены номинальные значения величин).

С целью повышения точности аппроксимации исследуемые диапазоны изменения влияющих факторов разбиты на интервалы (таблицы 5.2, 5.3).



Таблица 5.2 - Факторы и пределы их варьирования для гидромеханической подсистемы

Обозначение	Факторы	Основной уровень	Нижний уровень	Верхний уровень	Интервал варьирования
	1-й интервал
X 1	щ, рад/с	274,26	243,79	304,74	30,47
X 2	Pпл, МПа	22,95	20,4	25,5	2,55
X 3	Pбуф, МПа	5,5	3	8	2,5
	2-й интервал
X 1	щ, рад/с	335,21	304,74	365,68	30,47
X 2	Pпл, МПа	24,225	22,95	25,5	1,275
X 3	Pбуф, МПа	8	6	10	2

Таблица 5.3 - Факторы и пределы их варьирования для электромеханической подсистемы

Обозначение фактора	Факторы	Основной уровень	Нижний уровень	Верхний уровень	Интервал варьирования
		1-й интервал
X1	б	0,9 (45 Гц)	0,8 (40 Гц)	1 (50 Гц)	0,1 (5 Гц)
X 2	KM	0,375	0,25	0,5	0,125
X 3	г	0,9	0,8	1	0,1
		2-й интервал
X 1	б	1,1 (55 Гц)	1 (50 Гц)	1,2 (60 Гц)	0,1 (5 Гц)
X 2	KM	0,75	0,5	1	0,25
...

Страница:

•  1 
•  2 

курсовая работа "Применение установок электроцентробежного насоса в малодебитных скважинах Федоровского месторождения" скачать

Подобные документы

• Анализ проблем эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками, в условиях Ямашинского месторождения НГДУ "Ямашнефть"

  Ретроспективный обзор проблем эксплуатации малодебитных скважин. Характеристика основных причин подземных ремонтов скважин объекта. Влияние режима откачки продукции на работоспособность штангового глубинного насоса в скважинах промыслового объекта.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 13.12.2022
  

• Расчет установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

  Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса. Описание принципов работы газосепаратора, гидрозащиты и погружного электродвигателя. Подбор оборудования и выбор узлов установки для данной скважины. Проверка параметров трансформатора.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.10.2015
  

• Характеристика Федоровского месторождения

  Геологическое строение и стратиграфическое районирование площади Федоровского месторождения. Изучение тектонического развития территории. Характеристика Нижне-среднеюрского, Берриасского, Валанжин-готеривского нефтегазоносных комплексов месторождения.
  
  отчет по практике [42,2 K], добавлен 16.09.2015
  

• Анализ разработки нефтегазового месторождения

  Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010
  

• Южно-Сургутское месторождение

  История освоения месторождения. Оценка энергетического состояния пласта БС10. Основные проектные решения по разработке месторождения. Элементы конструкции скважины. Добыча нефти при помощи штанговых насосов. Схема установки электроцентробежного насоса.
  
  отчет по практике [9,5 M], добавлен 09.03.2015
  

• Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения

  Общие сведения о месторождении, его геологическое строение и нефтегазоносность. Причины возникновения песчаных пробок. Разрушение и удаление скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и применения беструбного гидробура.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 22.12.2012
  

• Выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением (на примере месторождения "Кумколь" Республики Казахстан)

  Характеристика месторождения и его нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, выработки запасов нефти и газа. Состояние и режим разработки залежи. Факторы, обусловливающие пескопроявление в скважинах, и меры борьбы с ними.
  
  дипломная работа [490,4 K], добавлен 03.08.2014
  

• Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

  Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
  

• Эксплуатация скважин при помощи установок "Тандем"

  Особенности работы тандемной установки погружных электрических центробежных насосов в скважинах со сложным пространственным профилем ствола и составом продукции. Повышение технологической эффективности ее эксплуатации. Расчет параметров струйного насоса.
  
  курсовая работа [591,3 K], добавлен 12.03.2015
  

• Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

  Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.
  
  курсовая работа [943,0 K], добавлен 25.01.2014
  

• Гидродинамическое моделирование объекта ЮВ 1 Тайлаковского месторождения

  Характеристика месторождения. Анализ показателей разработки объекта ЮВ1 Ван-Еганского месторождения, показателей работы фонда скважин и выполнения проектных решений. Характеристика проекта "Выполнение ГРП", его основные технико-экономические показатели.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 11.03.2013
  

• Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения

  Водовод с реки Таныпа как источник водоснабжения для заводнения нефтяных пластов. Особенности географического расположения Таныпского месторождения. Знакомство с физико-химическими свойствами нефти и газа. Назначение глубинного штангового насоса.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 12.03.2013
  

• Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 21.05.2015
  

• Анализ разработки пласта 1БС9 Крайнего нефтяного месторождения

  Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.
  
  контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017
  

• Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"

  Геолого-физическая характеристика Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН". Коллекторские свойства продуктивных пластов, пластовых флюидов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Применяемые горизонтальные технологии на объекте разработки.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 02.06.2010
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
  
  дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009
  

• Повышение эффективности эксплуатации скважин на нефтяном месторождении

  Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Эксплуатация скважин в осложненных условиях

  Общая характеристика применения установок электропогружных центробежных насосов при эксплуатации скважин. Описание принципиальной схемы данной установки. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса. Определение требуемого напора.
  
  презентация [365,9 K], добавлен 03.09.2015
  

Другие документы, подобные "Применение установок электроцентробежного насоса в малодебитных скважинах Федоровского месторождения"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам