Анализ работы скважин работающих в периодическом режиме на Приразломном месторождении
Введение
Периодический режим работы скважин, оборудованных УЭЦН, начал внедряться на месторождениях Западной Сибири в начале 2010-ых годов. Необходимость и возможность периодического режима работы УЭЦН обусловлена ростом числа малодебитных скважин и появлением оборудования, способным достаточно эффективно работать в таком режиме.
На Приразломном месторождении более половины действующего фонда УЭЦН эксплуатируются в периодическом режиме. В основном он реализуется на малодебитных скважинах (дебит до 30 м3/сут), когда производительность ЭЦН превышает продуктивность скважин. В этом случае периоды откачки (работы насоса) чередуются с периодами накопления (насос не работает).
На месторождении вводятся в разработку объекты и участки с трудноизвлекаемыми запасами (краевые водонефтяные зоны, коллекторы небольшой нефтенасыщенной толщины, с низкой проницаемостью и др.), скважины которых имеют низкую продуктивность. Это является причиной роста малодебитного фонда скважин и соответствующег
Содержание
Введение …………………………………………………………………………. 6
1 Геологическая часть …………………………………………………………... 7
1.1 Географическая характеристика района работ …………………………. 7
1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения ………………. 8
1.3 Характеристика продуктивных пластов ………………………………… 11
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов ………………………………… 15
2 Технико-технологическая часть ……………………………………………… 16
2.1 Динамика разработки Приразломного месторождения ………………... 16
2.2 Показатели фонда скважин Приразломного месторождения …………. 20
2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки ……….. 21
3 Специальная часть …………………………………………………………….. 23
3.1 Характеристика фонда скважин УЭЦН ЦДНГ-10 Приразломного месторождения ………………………………………………………………... 23
3.2 Осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН в условиях Приразломного месторождения ……………………………………………... 26
3.3 Малодебитный фонд скважин …………………………………………… 30
3.4 Особенности эксплуатации малодебитных скважин насосами малой производительности ………………………………………………………….. 31
3.5 Работа малодебитных скважин в периодическом режиме …………….. 33
3.6 Комплектация установок ЭЦН для работы в периодическом режиме …. 40
3.7 Сравнительный анализ эксплуатации скважин малодебитными ЭЦН и высокодебитными ЭЦН в режиме УПР ……………………………………… 43
3.8 Подбор УЭЦН для эксплуатации скважины в режиме УПР …………... 46
4 Охрана труда и окружающей среды …………………………………………. 50
Заключение ………………………………………………………………………. 53
Библиографический список …………………………………………………….. 56
Библиографический список
1. Акопян Б.А. Реализация потенциала добычи на скважинах с техническими ограничениями. // Инновации и новые технологии в области механизированной добычи нефти: научн.-техн. журн. № 2, 2015. – C. 11-16.
2. Аптыкаев Г.А. Интенсификация добычи и увеличение МРП скважин, оборудованных УЭЦН, методом КПР. Инженерная практика, №7, 2019.
3. Аптыкаев Г.А., Чернова К.В. Эксплуатация глубинных электроцен-тробежных насосных установок в условиях коррозии и интенсивного солеотложения. Современные наукоёмкие технологии, №11, 2018, − с. 15−18.
4. Гребенников И.М. Работа установки погружных электроцентробеж-ных насосов в кратковременном периодическом режиме − эффективная тех-нология добычи нефти. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2018.
5. Дополнение к технологической схеме разработки Приразломного месторождения. ООО «РН-УфаНИПИнефть», протокол ЦКР Роснедр по УВС № 5388 от 27.06.2012 г.
6. Ивановский В.Н. Учет условий эксплуатации при проектировании периодических режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН. // Обору-дование и технологии для нефтегазового комплекса: науч-техн. журн. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. С. 33-39.
7. Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. – М., Недра, 1994. – 241 с.
8. Лапшин А.А. Эксплуатация малодебитных скважин с УЭЦН в периодическом режиме. // Инженерная практика: произв.-техн. науч. журн. – М.: Энерджи Пресс, 2014. – С. 14–20.
9. Метод кратковременно периодической работы скважин. СК «Борец». Электронный ресурс: https://docplayer.ru/29154596-Metod-kratkovremenno-periodicheskoy-raboty-kpr-skvazhin.html.
10. Ребенков С.В. Энергетическая эффективность вентильных приво-дов УЭЦН и УЭВН. Энергоэффективность добычи нефти − электронное из-дание: http://glavteh.ru/files/Rebenkov.pdf.
11. Система погружной телеметрии «РУМБ ТМС-02. Инструкция по эксплуатации. – М.: ОАО Геофизмаш, 2017. – 22 с.
12. Цивелев К.В. Эксплуатация скважин в режиме периодического кратковременного включения и разработка рекомендаций по оптимизации работы установки электроцентробежного насоса. – Национальный исследо-вательский Томский политехнический университ
По новым скважинам начальные дебиты безводной нефти составляют: от 0,6 (скв. 116, 1119, 3254) до 60 (скв. 100, 176, 212, 538) м3/сут. Вся залежь относится к чисто-нефтяной зоне.
Залежь 2 в районе скважины 191Р с юга и юго-востока оконтурена линией замещения с севера и северо-запада – линией ВНК. Залежь вскрыта скважинами 190Р, 108Р и 191Р в чисто нефтяной зоне.
Нефтеносность залежи подтверждена испытанием пласта в скважине 191Р, где из интервала 2531,0-2537,0 м (минус 2494,8-2500,8 м) при динамическом уровне 1130 м получен приток безводной нефти дебитом 6,7 м3/сут. Самая низкая отметка продуктивных по данным ГИС коллекторов опускается на уровень минус 2528 м в скважине 190Р. В законтурных скважинах верхняя граница кровли воды поднимается до отметки минус 2557,6 м (скважина 164Р).
Для залежи ВНК принят условно по подошве нижнего нефтенасыщенного интервала в скважине 190Р на отметке минус 2528 м. Размеры залежи 10,34,0 км, высота 33 м, тип залежи — частично литологически экранированная.
Нефтенасыщенные толщины 1,2 м в скважине 108Р и 9,8 м в скважине 191Р, в среднем по залежи составляют 5,