Дипломная работа: Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов

		Ln	250
kh	=0,74 *11,57 *		0.1	= 10,66	D*см
m		2*3,14			сП

Кпр. =	10*10,66* 0,61	= 4,45 mD
	14.6

Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.

Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.

Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления «Электон» с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания «интеллектуальной» скважины или «интеллектуального» куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.

Использование ТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:

1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования

2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.

3) Определения Кпр и пластового давления.

Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий

5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.

1)  Перевод на другой вид эксплуатации.

Для УЭЦН:

1)  Изменением типоразмера УЭЦН.

2)  Заглублением УЭЦН.

3)  установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.

На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.

Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.

Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.

В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.

Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).

Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003 году.

На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж, Qн, % от снижения Рзаб. Из данного графика мы видим

Рис. 6.1. Параметры по Qн

Рис. 6.2 Параметры по Н2О

Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50 атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10 месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.

В скважинах где Рпл ниже 180 атм снижение Рзаб до 50 атм, явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв. 106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас.

Вывод:

1.  Снижая Рзаб до 50 атм

2.  Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.

3.  Рост% воды в продукции.

Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.

Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза (повышенный радиус питания)

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-870 м 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-48 атм.

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 Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины.

Кпр =                           (1)

где    Qж – дебит жидкости, м3/сут.;

Рпл – пластовое давление, кг/см2;

Рзаб – забойное давление, кг/см2.

Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление , позволяющее получить при данном Кпр 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.

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

; (3)

5. Определяется динамический уровень в стволе скважины

 (м); (4)

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

Нсп = Ндин + Нпогр/соsα; (5)

Нпогр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при

где    Qпл – планируемый дебит скважины, м3/сут;

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

8. Определяется требуемый напор установки

 (м)

где Н – 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 ≈ 250 м;

– 80 ÷ 125 ì3/сут Δ Н ≈ 180 м;

– 200 и более      Δ Н ≈ 100 м;

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

Месторождение	Пласт	Рекомендуемые глубины спуска для основных типоразмеров УЭЦН
		50–1950	50–2100	80–1950	80–2100	125–2100	200–2000	250–2100	400–950	500–800
1. Хохряковское	Ю	2000	2200	2050	2300	2150	2150	2150	1250	1100

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.

Обводненность, %	0–20	20–40	40–60	60–80	80 и более
Глубина погружения под динамический уровень не менее, м	900	800	700	600	500

Расчетные показатели по месторождению

2 ЮВ 1	Рнас	В	G	Uв	Uнс	Uг
	83	1.152	60	0.986	0.847	0.001258

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20