Подбор оптимального режима скважин, эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
? пластового давления.
Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за iет исключения сложных аварий
5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.
- Перевод на другой вид эксплуатации.
Для УЭЦН:
- Изменением типоразмера УЭЦН.
- Заглублением УЭЦН.
- 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 iет 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 раiетными характеристиками.
Раiет 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:
- Снижая Рзаб до 50 атм
- Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.
- 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 1252100 на глубину 2320 после Э601700 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 Э1602100 гл.2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции. Спустили Э-1252100, 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 ОАОННГ 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 0,750,8 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 соs? 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/соs?; (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)
гдеН напор установки, м;
?? поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).
Для насосов производительностью:
20 50 3/сут ? Н ? 250м;
80 125 3/сут ? Н ? 180м;
200 и более ? 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 руководствов?/p>