В архиве с работой содержаться чертежи и плакаты

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 9
1.1 Общие сведения о методах добычи нефти 9
1.2 Назначение и условия эксплуатации УЭЦН 19
1.3 Устройство УЭЦН 21
1.3.1 Электроцентробежные насосы (ЭЦН) 23
1.3.2 Погружные электродвигатели (ПЭД) 27
1.3.3 Гидрозащита 30
1.4 Геолого-промысловая характеристика объекта 32
1.4.1 Геологическое описание месторождения 32
1.4.2 Разработка месторождения 37
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 46
2.1 Анализ эффективности применения УЭЦН 46
2.2 Анализ осложнений в работе УЭЦН 51
2.3 Мероприятия по повышению эффективности разработки месторождений 54
2.3.1 Условия и причины появления газовых гидратов по добывающим скважина месторождения 54
2.3.2 Работы по борьбе с газовыми гидратами на месторождении 56
2.3.3 Мероприятия по оптимизации текущих работ по борьбе с гидратами в работе добывающих скважин 59
2.4 Технологический расчет 72
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 86
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 89
ПРИЛОЖЕНИЯ 91

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АСПО – Асфальтосмолопарафиновые отложения;
ВНК – Водонефтяной контакт;
ГПЗ – Газоперерабатывающий завод;
ГДИ – Гидродинамические исследования скважин;
ГТМ – Геолого-технические мероприятия;
ИГО – Ингибиторы гидратоотложений;
КВЧ – Количество взвешенных частиц;
КИН – Коэффициент извлечений нефти;
КПД – Коэффициент полезного действия;
МРП – Межремонтный период работы оборудования;
КРС – Капитальные ремонт скважин;
НИЗ – Начальные извлекаемые запасы;
НКТ – Насосно-компрессорные трубы;
ОПЭ – Опытно-промышленная эксплуатация; СПО – Спуско-подъемные операции;
ПЭД – Погружной электродвигатель; ПАВ – Поверхностно-активные вещества;
УПН – Установка подготовки нефти;
УДХМ – Установка дозирования химреагента;
ШГН – Штанговые глубинные насосы;
ЭЦН – Электроцентробежные насосы.

ВВЕДЕНИЕ

Тема выпускной квалификационной работы: “Анализ и повышение эффективности разработки залежей нефти”.
Актуальность работы. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они обеспечивают безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газа (в том числе сероводород), механические примеси в виде песка. Глубина погружения насоса достигает 2500 м и более, а температура откачиваемой жидкости в некоторых случаях достигает 100 С0.
Потребность в таком оборудовании будет возрастать и со старением эксплуатируемого фонда скважин, находящихся в поздней стадии разработки. На сегодняшний день установками электроцентробежных насосов оборудовано более 50% всех добывающих скважин в стране, бесспорно, данная технология наиболее эффективно прижилась во всей нефтегазовой отрасли с момента ее создания, а это более 70 лет. Применение УЭЦН актуально на всех стадиях разработки месторождения, но чем более дольше идет эксплуатация, тем более необходимы становится использование подобного рода насосного оборудования. В настоящий момент нефтяная промышленность находится на пике своего развития. Развиваются, как и методы разведки месторождений, так и процесс добычи. С каждым десятилетием процесс разработки месторождения все сложнее и сложнее. И на этом фоне выделить только один верный путь максимального и рационального извлечения недр становиться крайне сложным для современной науки. В связи с этим решения, которые принимаются инженерным составом в процессе эксплуатации и повышения нефтеотдачи месторождения, становятся все более громоздкими, сложными технически и экономические. Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду, когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при оптимизации процесса добычи нефти и верного подбора оборудования, из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий извлечений недр, так как большинство запасов нефти и газа можно отнести к трудно извлекаемому типу.
Цели работы: теоретическое описание конструкции оборудования установок электрических центробежных насосов и технологии их применения на нефтегазовых месторождениях; геолого-промысловое описание месторождения; выявление возможных путей оптимизации работы насосного добывающего оборудования на месторождении и предложения по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН.
Объектом исследования в ВКР является Самотлорское нефтегазовое месторождение, а так же установки электрических центробежных насосов, эксплуатируемые на месторождении. Само месторождении расположено в Нижневартовском районе в Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменской области), вблизи города Нижневартовска, в районе озера Самотлор. Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Залежи находятся на глубине 1,6-2,4 км. Начальный дебит скважин составлял 47-200 т/сут. Плотность нефти составляет 0,85 г/см3, содержание серы составляет 0,68-0,86.
Месторождение открыто в 70-x гг XX века и является одним из самых крупнейших в России и в мире. Разведанные запасы нефти на начало разработки оценивались в 7,1 миллиардов тонн, и, по оценкам специалистов, этого объема хватит до конца нашего века.
Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет АО “РН-Самотлорнефтегаз”, – 2463,2 кв. км. На месторождении за весь период разработки пробуренно более 5 тыс. добывающих и 3 тыс. нагнетательных.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

К настоящему времени добыча нефти в условиях Самотлорского осуществляется по 11 эксплуатационным объектам с применением широкого спектра систем разработки. Разрабатываемые залежи находятся на разных стадиях разработки; в том числе некоторые залежи находятся на начальных стадиях эксплуатации и освоения.
С начала разработки на 01.01.2020 г. добыто 2547 млн. т нефти, что составляет 71,3 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,358. Месторождение крайне крупное по величине извлекаемых запасов. Накопленная добыча жидкости – 11 014 млн. т, накопленная закачка – 12 832 млн.м3. На 01.01.2021 г в действующем добывающем фонде скважин находятся 5952 ед., при этом доля скважин с ЭЦН составляет 70% (4165 ед). Скважины с УЭЦН составляют подавляющее большинство от всего фонда, при этом среднесуточные дебиты такого типа скважин приблизительно равны средним дебитам по всему месторождению на конец 2016 г составляют 12,2 т/сут по нефти и 149 т/сут по жидкости. За 2016 г со скважин с УЭЦН добыто около 17 млн. т нефти (в целом по месторождению 24,7 млн т). По данным компании недропользователя на начало 2021 г средний МРП добывающих скважин составляет 158 суток, а средний МРП скважин с УЭЦН 165 суток, данный показатель ниже проектных значений (на 2017-2021 г по проекту средний МРП 210 суток). В среднем каждая добывающая скважина находится до 35 суток в год в ремонтном фонде, при этом в такой ситуации скважина переводится на минимальные дебиты или вовсе останавливается, что в свою очередь снижает годовые объемы добываемой продукции и увеличивает эксплуатационные затраты на добычу. Как итог, по данным АО “РН-Самотлорнефтегаз” за 2020 г из-за частых внеплановых остановок добывающего оборудования на месторождении было добыто на 570 тыс. т нефти (на 2,5%) меньше запланированного. В целом за 2020 г было зафиксировано 4275 невынужденных остановок ДО, в том числе 3198 остановок оборудования УЭЦН. Как итог на данном этапе разработки Самотлорского месторождения отмечается стабильное ухудшение качества эксплуатации установок электрических центробежных насосов, на месторождении отмечается увеличение среднегодовых вылетов насосного оборудования (2610 вылетов в 2016 г и 3198 в 2020 г, увеличение частоты остановок составило 23%, при том, что фонда скважин с УЭЦН за этот же период увеличился всего на 6,2%). что влечет за собой дополнительные затраты из-за простоя оборудования.
Одной из основных проблематик в работе системы сбора и подготовки газа на месторождении является проблема газовых гидратов в работе добывающих скважин (нефтегазовых и газоконденсатных скважин). Около 10% случаев поломок ДО приходится именно на проблему гидратообразований по скважине. Примерно до 2020 г основными мероприятиями по борьбе с газовыми гидратами на месторождении были вывод скважины на “безгидратный” режим работы совместно с периодической очисткой ствола скважин раз в неск. месяцев. Однако за период 2016-2020 гг данный комплекс работ показал свою не эффективность, так процент скважин с проблемой гидратоотложений на месторождении ежегодно только увеличивается и более того усложняется и динамика очистных работ, так если в 2016 г необходимо было проводить 8-9 спуско-подъемных операций по очистке ствола скважины с интервалом в 2,5 – 3 месяца, то к начла 2020 г динамика СПО составляет 15-16 раз в среднем, с интервалом в 24-25 суток, что естественно привод к увеличению затрат на обслуживание скважин и к не достижению проектных показателей добычи.
Поэтому с целью оптимизации текущей системы борьбы с гидратоотложениями руководством компании недропользования было принято решение об применение ингибиторов газовых гидратов проведении в качестве опытно-промышленных работ в устьевых и предустьев областях скважин в виде технологии по предотвращению оснащения кристаллов гидратов на стенках НКТ их дальнейшему накоплению по стволу скважины. В качестве ингибиторы был выбрал раствор метанола (метанола в объеме 25%, минерализованной воды об. 70% и около об. 5% объема - различные ПАВ).
Отметим, что выбор в пользу именно данного хим. реагента был сделал так как в отличие от других известных ингибиторов (водные растворы электролитов, антигидратные реагенты на основе гликолей, кинетические ингибиторы и т.д.), метанол и его растворы хорошо зарекомендовали себя именно на нефегазоконденстаных месторождения, остальные же реагенты в более эффективны в газовых скважинах. Так же в пользу данного реагента можно сделать выбор из-за его простоты и надежности использования на различных НГДУ в странах СНГ и многолетне накопленном опыте проведения работ.
Как итог на 4-х скважинах (№№ 900, 1056, 725, 576), что имели комплексные проблемы в работе ДО и неоднократно пребывали в ремонтном фонде, как по причине гидратоотложений, были проведены работы по успешному внедрению данной технологии в сочетании с очистными работами по стволу скважины. Так на скважинах отмечается увеличение МРП на 37%, среднесуточных дебитов на 8,9 т/сут по конденсату и 39,5 тыс. м3/сут по газу (увеличение дебитов составило более, чем на 30%), кроме того благодаря использованию ингибитора отмечает общее сокращение динамика очистных работ по скважинам (как периодичности работ, так как среднего кол-ва СПО для очистки ствола скважины) до показателей 2016-2020 гг. На всех исследуемых скважинах за 2021 г не было отмечено ни одной поломки ДО по причине гидратоотложений. Итоговая дополнительная добыча составила в среднем 2 956 т по конденсату на скважину (всего 12 824 т) и около 52 млн. м3 по газу.