Анализ работы скважин оборудованных УЭЦН на Повховском месторождении

 

       Из этого видно, что нефти Повховского  месторождения легкие, малосмолистые, маловязкие, сернистые, парафинистые.

       Пластовые воды относятся к  хлоркальциевому типу. Минерализация – от 14 до 20,5г/л. Характеризуются значительным содержанием брома и ионов кальция. Содержание йода – 2,1 – 2,34 г/л, аммония – от 24,3 до 34,5мг/л. Величина рН - 0,8 – 7,2. Удельный вес – 1,016 г/см3. Воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана – 58,5%; азота – 1,128%; углекислого газа – 0,609%; гелия – 0,005%; тяжелых углеводородов 39,758

 

          1.4  Состояние разработки месторождения

 

Пласт БВ8 Повховского месторождения

 

Промышленная разработка горизонта БВ8 началась в 1978году. Интенсивное разбуривание залежи привело к быстрому и резкому наращиванию объемов добычи нефти. До 1989 года бурение шло в основном на горизонт БВ8, запасы которого составляют 95% всех балансовых запасов Повховского месторождения. С 1979 года начинает осваиваться система внутриконтурного заводнения. Для системы ППД используются  подземные воды апт-альб-сенаманского водоносного комплекса.

1986-87 годы характеризуются максимально  достигнутыми уровнями добычи  нефти (11232,8 и 11283,6 тыс.тонн),что соответствовало 5,0-5,02% отбора в год от начальных извлекаемых запасов нефти (Рисунок 2).

С 1988 по 1994 годы отметилось неуклонное снижение  добычи нефти, и  нарастанием текущей обводнённости. Принятие кардинальных мер по увеличению текущих отборов жидкости в 1995-97 годах обеспечило стабилизацию добычи нефти и даже ее рост в 1997 году. Темп разработки горизонта БВ8 в 1997 году составил 2,28% от начальных извлекаемых запасов нефти, а по состоянию на 1.01.98 года из скважин с начала разработки было добыто 120242,3 тыс.тонн нефти или 23,7% от начальных балансовых запасов. Среднегодовая обводнённость добываемой продукции в 1997 году составила 55,9% (весовых).

Динамика основных показателей разработки пласта БВ8 Повховского месторождения

представлено в табл.1.4.   На динамику отборов нефти и жидкости значительное влияние оказали следующие факторы:

• Во-первых, снижение дебитов скважин при переводе их с фонтанного способа на механизированную добычу в связи с ростом обводненности продукции. По скважинам пласта БВ1/8 осредненный потенциальный дебит в период их фонтанирования после перевода скважин на механизированный способ добычи составил половину от максимально достигнутого при фонтанном способе. С ростом обводненности продукции и снижением проводимости пласта почти в 4 раза сократился текущий дебит жидкости по скважинам после их перевода на мех.добычу. При этом рабочие депрессии на пласт выросли.

Аналогичные показатели по скважинам, эксплуатирующим менее продуктивный пласт БВ2/8: падение потенциальных дебитов в 1,5 раза при переводе на мех.добычу при одновременном росте обводнения в 4,2 раза.

• Вторым существенным фактором является качественное  и количественное  изменение структуры ввода новых запасов. К 1987 году основная продуктивная часть запасов  нефти была уже введена в разработку и весь объем эксплуатационного бурения был перенесен в краевые области залежи, характеризующиеся низкими добывными возможностями, низкой степенью подключения запасов в разработку.

Проведенный анализ показал, что возможности по существенному приросту запасов отсутствуют, а, следовательно, тенденция к падению добычи нефти сохранится и будет определяться темпом обводнения вовлеченных запасов.

Некоторым фактором стабилизации добычи нефти может являться бурение уплотняющей сетки скважин на менее продуктивную часть горизонта БВ8. Поэтому центральная часть пластов БВ1/8 и БВ2/8  была разбурена по прямоугольной сетке плотностью 8 га/скв. Дальнейшее исследование  и экономические расчеты показали, что бурение уплотняющей сетки скважин на краевых зонах невыгодно, т.к. большинство новых скважин будет иметь дебит не более 7 м3/сут, что автоматически переводит их в бездействующий или малодебитный фонд.

Поэтому было решено провести ряд геолого-технических мероприятий с целью повышения степени пласта воздействием. Так, для вовлечения балансовых запасов, отличающихся худшими  продуктивными свойствами, в активную разработку с 1992 года по краевой части горизонта в добывающих скважинах начал успешно применяться метод гидравлического разрыва пласта. Это позволило повысить дебит нефти обработанных скважин в 6.5 раза, сократить величину пассивных запасов, увеличить величину коэффициента эксплуатации скважин от 0,5 до 0,95.

Быстрая окупаемость капитальных вложений позволила добиться высоких экономических показателей при продолжительности эффекта 2-3года и создать базу для проведения ГРП в АО «Лукойл-Когалымнефтегаз» и других   районах.

 

                                           

 

        Рисунок 2 - График разработки пласта БВ8 Повховского месторождения.

 

 

 

 

 

                                  Динамика основных показателей разработки пласта БВ8 Повховского месторождения

 

Повх БВ8	1988	1989	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Qн, тыс.т	5113,6	6026,7	6783,8	9519,1	11322	11429	10914	9877	8296	6843	5795,1	5245,9	4925,4	4962,1	5045,1	5113,1	4854	4720,3
Nдс*10, шт	3850	6150	9170	12270	14910	16680	19510	20080	20330	20580	20600	21000	21330	19660	18630	19330	16380	15300
fв, %	5	11,3	14,4	14,6	18	22,6	26,7	30,5	29,3	30,8	36,7	34,9	38,6	41	42	45,9	48,4	49,6
Qж, тыс.м3	5384,8	6796,1	7923,8	11150	13803	14772	14892	14231	11732	9890,5	9157,7	8058,2	8026,3	8409,3	8698,7	9456,1	9412,6	9390,2
Qз, тыс.м3	9862	13900	15473	19625	22887	24610	26480	24125	23089	16979	14190	11452	11748	12390	14409	14564	11939	11900,8
Nнс*10, шт	1100	1790	3670	3460	4040	4680	5510	6020	6070	6100	6110	5990	5990	6090	6140	6300	4560	4340,9

 

 

 

          Таблица 1.4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5 Характеристика фонда  скважин

 

 

Повховское  месторождение

 

По состоянию на 01.01.1997 г. всего на Повховском месторождении числится 3257 скважин,  из них 2017 скважин  нефтяного  фонда, 634 скважины нагнетательного фонда,  222 скважины находятся в консервации,  68 скважин контрольные и пьезометрические,  226 скважин относятся к фонду скважин, ожидающих ликвидацию и ликвидированных, 98 водозаборных и поглащающих скважин.  Из 2017 скважин  нефтяного фонда 1230 скважин действующих, бездействующий фонд 787 скважин.

По способам эксплуатации действующий фонд распределяется:

     1) фонтан - 27 скважин (2 %);

     2) ЭЦН - 469 скважин (38 %);

     3) ШГН - 734 скважины (60 %).

В бездействии и консервации находятся,  в основном,  низкодебитные (719 скважин или 82 % от неработающего фонда скважин) и высокообводненные (186 скважин или 20 %) скважины.  Из  634  скважин нагнетательного фонда 378 скважин действующих, бездействующий фонд 245 скважин. 

                                                      

 

 

 

 

2 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ  ПРИМЕНЕНИЯ УЭЦН

 

2.1 Принципиальное устройство УЭЦН

 

.Установка скважинного  центробежного насоса (Рисунок 2.1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 и круглого 9 кабелей, крепящихся к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116—142,5 мм, длина агрегатов — более 25 м.

Вместо круглого возможно применение по всей длине плоского кабеля соответствующего сечения.   Кабель   оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата — погружной, масло-наполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую (Рисунок 3) из протектора 3, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора 1, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две-три насоснокомпрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу - спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети, для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима. К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спускоподъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата: секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя, фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб. Конструкция головки позволяет производить ловильные работы насосного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переводника в резьбовой части ловильной головки.

Насосный агрегат с насосно-компрессорными трубами и кабелем подвешивают на оборудовании устья скважины, которое обеспечивает герметизацию кабеля и насосно-компрессорных труб, а также отвод жидкости и газа.

Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН), эксплуатирующиеся в скважинах с различным внутренним диаметром обсадных колонн, имеют следующие обозначения: УЭЦН5 — эксплуатируются в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм; УЭЦН5А— не менее 130 мм;-УЭЦН6 —менее 144,3 мм; УЭЦН6А —не менее 148,3мм' В обозначениях: буквы «У» — установка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации установки); «Э» — с приводом от электродвигателя; «Ц» — центробежный насос; «Н» -нефтяной; следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, число после тире — номинальная подача, м3/сут; последнее число — напор, м, при номинальной подаче .

Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» — опускается. Например, скважинный центробежный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм, с подачей 130 м3/сут и напором 1200 м обозначается 2ЭЦН5-130-1200.

В обозначении установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква «И», а с насосами повышенной коррозионностойкости — буква «К», например, УЭЦНИ5, УЭЦНК5.

Погружные электродвигатели обозначаются буквами «ПЭД», а в случае секционного исполнения «ПЭДС» ,где буквы «П»— погружной «ЭД»— электродвигатель, «С»— секционный. Первое число после буквенного обозначения — номинальная мощность электродвигателя, кВт; второе число — наружный - диаметр корпуса электродвигателя, мм; следующая буква — обозначение модернизации электродвигателя; последние буква и цифра — изготовление электродвигателей в климатическом исполнении «В» категории 5 по ГОСТ 15150—69 (СТ СЭВ 460-77). Например, погружной электродвигатель секционный мощностью 90 кВт, с диаметром корпуса 117 мм, модернизации «А», исполнения «В» по 5-й категории размещения обозначается ПЭДС 90-117АВ5 .

   ПЭД питается  электроэнергией по трехжильному  кабелю, спускаемому в скважину  параллельно с НКТ. Кабель крепится  к внешней поверхности НКТ  металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя—в нефти и подвергается еще большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях. Использование высоковольтных двигателей позволяет уменьшить ток и, следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания высоковольтного ПЭДа должен обладать и более надежной, а иногда и более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от механических повреждений. Необходимость размещения "кабеля по наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в 2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях токопроводящих жил.

       Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель резиновый бронированный круглый или КРБП—кабель резиновый бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК—для круглого кабеля и КПБП—для плоского.