125324 (Проектное решение по разработке месторождения), страница 14

Пример скв.610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125-2100 на глубину 2320 после Э60-1700 гл.1800 с режимом 60/52/7 Нд-870м с влиянием ППД скв.510.Получили режим 112/78/15 Нд-1298.

23.05.03.спустили Э160-2100 гл.2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции . Спустили Э-125-2100,гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48атм.

Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.

Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО “ННГ” программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Q_ж, Ндин, Р_пл определяется коэффициент продуктивности скважины.

К_пр = (1)

где Q_ж – дебит жидкости, м³/сут.;

Р_пл – пластовое давление, кг/см²;

Р_заб – забойное давление, кг/см².

Для вновь вводимых скважин К_пр определяется по результатам гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном К_пр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень

(2)

где - динамический уровень по вертикали, м;

- глубина залегания пласта по вертикали, м;

- оптимальное забойное давление, кг/см².

- удельный вес газожидкостной смеси, г/см³.

1. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.

; (3)

1. Определяется динамический уровень в стволе скважины

(м); (4)

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

Н_сп = Н_{дин +} Н_погр/соsα ; (5)

Н_погр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при

где Q_пл – планируемый дебит скважины, м³/сут;

К_пр – коэффициент продуктивности скважины, м³/сут.ат.

8. Определяется требуемый напор установки

(м)

гдеН – напор установки, м;

ΔΝ - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).

Для насосов производительностью:

- 20 ÷ 50 ì³/сут Δ Н ≈ 250м;

- 80 ÷ 125 ì³/сут Δ Н ≈ 180м;

- 200 и более Δ Н ≈ 100м;

9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.

10. В скважинах с осложнениями (вынос мех.примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.

Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.

Таблица 6.4.

11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.

Таблица 6.5.

Расчетные показатели по месторождению

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

6.1.Анализ динамики технико-экономических показателей

Динамика технико-экономических показателей ННП представлена в таблице № 6.1

Таблица № 6.1 Динамика технико-экономических показателей ОАО «ННП».

6.2. Анализ эффективности проведения оптимизации скважин по Хохряковскому месторождению.

Насосную эксплуатацию нефтяных скважин можно применять в самых различных условиях – при дебитах скважин от нескольких тонн, до сотен тонн в сутки. При подъёме нефти из скважин, широко применяют электроцентробежные насосы. Отечественная промышленность выпускает УЭЦН в широком ассортименте, что позволяет эксплуатировать скважины в самых разнообразных природных условиях, а также при суровом климате Западной Сибири. В зависимости от условий эксплуатации (дебит, расстояние до динамического уровня, свойства жидкости, наличие или отсутствие песка и газа) выпускаются различные насосы В данной части моего диплома, рассматривается эффективность проведения оптимизации режимов работы, т.е. смена УЭЦН с меньшего типоразмера на больший. Оптимизация УЭЦН не повлияет на наработку насосов на отказ, но сможет существенно повысить дебиты скважин по жидкости, а соответственно по нефти.

Ниже приведён расчётный анализ годовых выгод и затрат на проведения оптимизации 7 скважин и сравнительный анализ с предыдущим режимом работы.

Скважины для проведения оптимизации.

1.скважина №721 (Э-80) Qж- 85м3 перевод на Э-125 Qж- 130м3

2.скважина №1059 (Э-50) Qж- 55м3 перевод на Э-80 Qж- 86м3

3.скважина №185 (Э-80) Qж- 88м3 перевод на Э-160 Qж- 164м3

4.скважина №763 (Э-125) Qж- 135м3 перевод на Э-160 Qж- 155м3

5.скважина №855 (Э-50) Qж- 73м3 перевод на Э-80 Qж- 95м3

6.скважина №867 (Э-25) Qж- 35м3 перевод на Э-50 Qж- 60м3

7.скважина №155 (Э-125) Qж- 138м3 перевод на Э-160 Qж- 170м3

Суммарный прирост по нефти составил 243т/сут

Таблица № 6.2 Исходные данные

6.3 Анализ влияния мероприятия на технико-экономические показатели