Запуск скважин с уэцн после ремонта на талинском месторождении

ВведениеОсновной проблемой разработки Талинского нефтяного месторождения, которое находятся на поздней стадии разработки, характеризуется высокой обводненностью и низкопроницаемыми неоднородными коллекторами. Одна из основных задач при разработке нефтяных месторождений заключается в максимально возможном извлечении природных запасов нефти из недр земли. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами можно выделить в особую группу, т.к. до настоящего времени известные технологии выработки запасов и применяемая техника не позволяют достичь высокой эффективности их разработки. Поэтому на практике чаше всего приходится иметь дело с объектами, неоднородными по своим фильтрационным свойствам, причем доля низкопроницаемых коллекторов преобладает как в разрезе, так и по площади. Понятно, что эффективность выработки запасов из объектов с низкопроницаемыми коллекторами должна рассматриваться с учетом неоднородности их фильтрационных характеристик. Основным объектом разработки являются юрские отложения пласты ЮК10 и ЮК11. Пласты характеризуются крайней неоднородностью, как по емкостным, так и по фильтрационным свойствам. В настоящий период большинство нефтегазодобывающих предприятий используют электроцентробежные погружные насосные установки для добычи нефти. Это обусловлено тем, что при их применении обеспечивается: широкий диапазон подач, возможность эксплуатации в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, отсутствие массивного наземного оборудования. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной и Восточной Сибири на 85-90% осуществляется установками ЭЦН.На многих объектах добычи нефти возникает ряд осложнений при работе установок электроцентробежных насосов. Механическое воздействие твердых частиц, осложняющее воздействие АСПО и солей, влияние температуры продукции, откачка высоковязкой продукции, вредное влияние свободного газа. Все эти факторы могут быть причиной как снижения производительности насосной установки, так и их остановки. В настоящей работе рассмотрены вопросы эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса: сущность вывода на режим скважин с УЭЦН после ремонта, конструкция и технические характеристики модулей УЭЦН, расчет и подбор оборудования УЭЦН, запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторождении, техника безопасности при эксплуатации УЭЦН.ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ1.1 Краткая характеристика месторожденияОбщие сведения о месторожденииКрасноленинское нефтегазовое месторождение открыто в 1962 г. Талинская площадь месторождения административно находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Крупным ближайшим населенным пунктом является г. Нягань, расположенный вдоль железной дороги Ивдель-Обь. В непосредственной близости от г. Нягань расположены месторождения стройматериалов. Разведанные запасы минерального сырья, пригодного для строительных целей, составляют: глин- около 5 млн.м3, строительных песков и песчано-гравийной смеси- более 28 млн.м3.Климат района континентальный с продолжительной суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет минус 1.8 , средняя температура самого холодного месяца – января составляет минус 25, а средняя температура июля +15 . Среднегодовое количество осадков 450-500 мм, из них 70% приходится на апрель-октябрь. Средняя толщина снегового покрова составляет 0.7 м, достигая в пониженных участка 1.5 м. Отопительный сезон длится 250 дней в году. Ледостав на реках начинается в октябре, а вскрытие их ото льда происходит в конце апреля – начале мая.Описываемая площадь находится на левом берегу реки Обь и представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубоким долинно-балочным эрозивным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33-206 м, на большей части площади 150-160м. Почва в районе подзолисто-аллювиально-глеевая. Склоны оврагов, холмов и увалов подвержены глубокими размывами талых вод, а летом водами атмосферных осадков.Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Хугот, Потымец, Малая Ем-Ега, Тал, Ендырь, Сеуль, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь - июль) может быть судоходна для неглубоко сидящих плавательных средств, на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в юго-восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Крупный источник водоснабжения р. Обь удалена от месторождения на расстояние, превышающее 50 км.В разрезе Талинской площади выделяются два гидроэкологических этажа. Воды нижнего гидроэкологического этажа отделяются от верхнего комплекса толщей водоупорных морских глин (олигоцен-турона). Они формируются в затрудненном режиме, имеют высокую минерализацию (16-25 г/л), хлоридно-натриевый состав и являются непригодными для целей хозяйственного питьевого водоснабжения. Для этих целей используются водоносные горизонты верхнего олигоцен-четвертичного комплекса.Талинская площадь принадлежит к лесной зоне, где растительность представлена сосновым и елово-кедровым лесом.На 01.01.90г. в исследуемом районе на левобережье р. Обь открыты Красноленинское, Каремпотское и Эргинское месторождения.В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Южно – Талинская, Ем – Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно – Ингинская, Сосново–Мысская, Лебяжья, Поснокортская, Елизаровская и Логовая площадь.Сейсмические исследования на Красноленинском своде начаты в 1957 г., по результатам которых за период 1957 – 1969 гг. составлены структурные карты по опорным отражающим горизонтам А и Б, выявлены локальные поднятия, перспективные в нефтегазоносном отношении.В 1971-1972 г. СП-19 / 71-72 Тюменской комплексной геологоразведочной экспедицией проводили сейсмические работы методом отраженных волн на Ем-Еговской структуре, в результате которых к северо-западу от Ем-Еговского поднятия выявлено Талинское поднятие. Площадные сейсмические исследование (МОВОГТ) в пределах Талинской и Южно-Талинской площадей проводились в период 1980-1983 годов. По результатам этих исследований составлены структурные карты по отражающим горизонтам А,Т,Б,М и Г, а по результатам работ СП-88 /81-82, СП 87 /82-83 , СП – 88/82-83 составлены структурные карты и выделены границы распространения горизонта Т2, контролирующего зону распространения Шеркалинского горизонта. В 1985-1988 гг. в соответствии с программой Миннефтепрома на Талинской, Южно-Талинской площадях СП-13 ПО «Тюменьнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы по отражающим горизонтам А, Т2, Т, Б, что позволило уточнить контуры нефтеносности и наметить бурение ряда разведочных скважин в 1990-1991годах.Глубокое поисково-разведочное бурение на Красноленинском своде начато в 1959 году. За период 1960-1968гг. по результатам бурения глубоких скважин была доказана высокая перспективность территорий Красноленинского свода в нефтегазоносном отношении. Первая промышленная нефть выявлена в 1962 г. на Каменной площади, а в 1963 г. - признаки нефтеносности в Тюменской и Викуловской свитах установлены на площадях Ай-Торская, Ем-Еговская, Елизаровская, Пальяновская. Поисково-разведочными работами в период 1975-1982 гг. доказана необходимость объединения всех выявленных в отложениях Тюменской свиты залежи в единое Красноленинское месторождение.1.2 Состояние разработки месторожденияРазработка Талинского месторождения направляется и регулируется проектными документами, что является отражением сложившегося в отечественной практике принципа многостадийного проектирования. Периодическое внесение в запроектированную систему разработки более или менее существенных изменений, вследствие уточнения уровней добычи нефти по мере детализации геологического строения продуктивных горизонтов, нашло свое отражение в последней Технологической схеме разработки Талинской площади. Согласно нее (Тех.схема СибНИИНП, ЦКР, МНП – февраль 1992г.) объектами разработки были выделены отдельно пласты ЮК10 и ЮК11 Тюменской свиты. Система воздействия была выбрана переходная с блоковой трехрядной на очагово-избирательную. Это объясняется тем, что система разработки, принятая в более ранних проектных документах, не позволила достичь запланированного объема добычи и, соответственно, прогнозируемого текущего коэффициента нефтеизвлечения. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину КИН, явились: низкая нефтевытесняющая способность воды (коэффициент вытеснения на уровне 0,53), высокая степень прерывистости продуктивных толщин, геологическая расчлененность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков толщиной менее 2м (до 70% от общего числа пропластков). В результате этого, по данным ГИС, установлена низкая степень вовлечения запасов углеводородов в разработку (45-65% перфорированной толщины пласта), резкая фильтрационная неоднородность продуктивных пропластков, значительная часть запасов нефти (40%) сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах с проницаемостью до 20*10-3 мкм2.Установленная структура определяет разноскоростную выработку запасов нефти. Темпы выработки запасов нефти различных групп коллекторов отличаются в десятки раз. Таким образом, остаются зоны, не подверженные влиянию ППД, так называемые “целики”, которые при удачном вскрытии первые месяцы эксплуатации дают стабильные притоки малообводненной продукции (до 20 т/сут).Таким образом, можно сказать, что рядная система разработки, принятая на Талинском месторождении в более ранних проектных документах, не учитывала особенностей геологического строения залежей. Соответственно переход на очагово-избирательную систему воздействия можно считать актуальной и правильной.Динамика обводнения скважин, эксплуатирующих пласты ЮК10 и ЮК11, характеризуется:1) непродолжительным безводным периодом, который изменяется по участкам от 200 до 400 суток и за который отбирается от 6 до 22 тыс.т. нефти,2) после появления воды в продукции скважин – резким ростом обводненности, который происходит за период от 250 до 730 суток и за который добывается от 3 до 10 тыс.тонн нефти,3) на последней стадии обводнения – стабилизацией обводненности на уровне 93-97%. Продолжительность стадии стабилизации в настоящее время изменяется от 0,9 до 4 тыс.тонн нефти, водонефтяной фактор – от 15 до 35.Установленный вид динамики обводнения скважин обусловлен наличием в разрезе продуктивных пропластков с резко различными фильтрационными свойствами.С целью улучшения характеристики выработки запасов нефти необходимо проводить работы в двух направлениях:1) изоляция выработанных и заводненных интервалов пластов,2) вовлечение в процесс дренирования низкопроницаемых интервалов пластов.Также необходимо отметить, что на динамики ускоренного обводнения сказалось и то, что в первые годы разработки заводнение шло с нарушениями технологий. Процесс заводнения либо задерживался, что привело к падению пластового давления ниже проектных значений, либо проводился с избыточной закачкой объемов воды. Интенсивная закачка обеспечивала фонтанирование скважин, но при резко растущей обводненности (вследствие сильной фильтрационной неоднородности пластов происходил моментальный прорыв закачиваемой воды по суперколлекторам). В этих условиях фонтанирование скважин с высокой обводненностью не обеспечивает оптимального режима их работы. Слабопроницаемые прослойки не включаются в работу, что уменьшает нефтеизвлечение. Кроме этого, высокие пластовые давления требуют увеличения плотности растворов глушения скважин при ремонтных работах, что ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта, а также ведут к удорожанию ремонтных работ. Во избежание вышеперечисленных сложностей оптимальными пластовыми давлениями можно считать – 275-280 атм. в зоне нагнетания и 260 атм. в зоне отбора. Локализация пластовых давлений в этих пределах позволила бы максимально оптимизировать работу добывающих скважин при механизированном способе добычи.Таким образом, опыт разработки пластов ЮК10 и ЮК11 показывает, что применение традиционных систем разработки, основным недостатком которых является размещение добывающих и нагнетательных скважин без учета конкретного геологического строения продуктивных пластов, имеющих выраженное зонально-слоистое строение, ведет к повышенным отборам попутной воды, соответственно снижению степени извлечения запасов нефти. Поэтому на современной стадии разработки необходимо оперативно определять особенности изменения фильтрационных свойств по разрезу и по простиранию продуктивных пластов с целью установления вертикальной и зональной неоднородности, а также выявления микро и макроразломов, образовавшихся вследствие неотектонических подвижек земной коры.Для решения данной задачи необходимо провести широкомасштабный курс исследовательских работ с привлечением методов гидропрослушивания, на основе которых построить карты неотектонических образований, схемы кореляции, которые позволят закладывать очаговые нагнетательные скважины с большей долей успешности. Кроме этого, скважины переводимые под нагнетание воды, как очаговые, необходимо закладывать так, чтобы разрез пласта имел однородную фильтрационную характеристику или высокопроницаемые интервалы, вскрытые скважиной, не прослеживались в окружающих добывающих скважинах. В случае, когда высокопроницаемый интервал имеет зональное распространение, его следует изолировать после выработки из него запасов, тем самым обеспечив более равномерную выработку нефти по остальной части разреза. Необходимо отметить, что даже при создании очагово-избирательной системы, близкой к идеальной, при обычной технологии заводнения пластов Тюменской свиты, характеризующихся сильно неоднородным строением, значительная часть запасов, сосредоточенных в малопроницаемых слоях, останется неохваченной процессом вытеснения. В подобных геологических условиях заводняемый пласт представляет собой, как бы бессистемное чередование обводненных и нефтенасыщенных пропластков. Вовлечение в разработку данных нефтенасыщенных пропластков станет возможным при создании в таких коллекторах, попеременно изменяющихся по величине и направлению градиентов гидродинамических давлений. Тогда в пласте возникнут условия для внедрения нагнетаемой воды в застойные нефтенасыщенные малопроницаемые участки для перемещения нефти из них в зоны активного дренирования (метод циклического воздействия).Кроме методов циклического заводнения, на Талинской площади одним из эффективных средств увеличения коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой может служить метод, основанный на создании в пласте неустановившегося процесса вытеснения путем изменения направления фильтрационных потоков. Этот метод может проводиться как на участках с высокой обводненностью пласта (р-н ДНС 27,28,30), так и на участке с умеренной обводненностью (р-н ДНС 31).Большинство гидродинамических методов увеличения КИН применяются на существующей базе без больших капитальных вложений, что является немаловажным фактором в настоящее время. Но эффективность применяемых методов непосредственно зависит от состояния призабойной зоны скважин, мероприятий по повышению дебитов и приемистости, ремонтных работ. На практике эти проблемы не решаются с должным успехом. Успешность методов может быть максимальной при сочетании гидродинамических методов с физико-химическими. Но дорогостоящие методы, основанные на математическом моделировании процессов разработки, базирующихся на сложной технике, не получили широкого применения в НГДУ «Талинскнефть» в настоящее время. Это связано: с недостаточной оснащенностью производственных служб современными средствами электронно-вычислительной техники; слабой координацией работ по развитию автоматизированных систем управления и контроля за процессом разработки; большой сложностью в обмене геологической и технической информацией между проектирующими и нефтедобывающим предприятиями; естественным старением и слабым обновлением парка нефтепромыслового оборудования; не корректной интерпретацией первичного геофизического материала.Все это имеет место вследствие резкого сокращения финансирования НГДУ «Талинскнефть» в последние годы. Из вышеизложенного сделаны выводы:1. Заводнение Талинского месторождения является и в ближайшие годы будет оставаться основным методом разработки. Поэтому изыскание способов повышения его эффективности является задачей первостепенной важности.2. Решение проблемы эффективной разработки месторождения должно происходить по двум основным направлениям: изоляция высокообводненных пропластков и создание очагово-избирательной системы с учетом геологического строения залежей нефти.3. Обновление базы данных по скважинам с учетом переинтерпритации первичных геофизических материалов.Добыча нефти: в 2000г. при бизнес – плане 1177,7 тыс.тонн добыто – 1218,1, в 1999 году при бизнес – плане 1213,5 тыс.тонн добыто 1209,5 тыс. тонн. По сравнению с 1998 годом – на 7,9 % меньше, когда было добыто 1311,9 тыс. тонн, в 1997 году – 1612,8 тыс. тонн, в 1996 году – 1940,6 тыс. тонн, в 1995 году – 3086,3 тыс. тонн.Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 0,75% против 0,83% в 1999 году. Добыча нефти с начала разработки составила 51487,2 тыс. тонн, при этом текущий коэффициент нефтеотдачи достиг 11,2%. Добыча жидкости в 1999 году составила 13938,1 тыс. тонн, по сравнению с 1999 годом больше на 26 %. По сравнению с 1994 годом добыча жидкости снизилась в 3 раза- 31089,2 тыс. тонн, в 1995 году добыча жидкости – 33130,3 тыс. тонн, в 1996 году – 31840,2 тыс. тонн, в 1997 году – 23527 тыс. тонн, в 1998 году – 11891,7 тыс. тонн.Средний дебит жидкости в 2000 г. составил 64,3 т/сут, против 46,8 т/сут в 1999 году, 52,1 т/сут в 1998 году., в 1997 году – 71,3 т/сут, в 1996 году – 93,2 т/сут, в 1995 – 79,1 т/сут.Средний дебит нефти составил 5,2 т/сут, против 5,5 т/сут в 1999 г., в 1998 году – 5,8 т/сут., в 1997 году – 4,9 т/сут, в 1996 году – 4,7 т/сут, в 1995 году – 6,6 т/сут.Обводненность продукции в среднем за 2000 г. составила 92%, за 1999 год составила 88,2%, 87,5% в 1998 году.Данные по добыче нефти, в т.ч. механизированным фондом, за 1999г. – 2000г. приведены в сводной таблице 3.1.Таблица 1.1 - Данные по добыче нефти механизированным фондом скважин№ п/пГодВсего, тыс.тоннВ т.ч. Мех.фондВ т.ч. УЭЦН120101221.91221.9696 (57%)220111102.01102.0771 (70%)Таким образом, добыча нефти по сравнению с 2010 г. увеличилась на 0,7%, а добыча нефти мех.фондом на 11,6%, в т.ч. УЭЦН на 13,8%.Система ППДТалинское месторождение имеет блоковую систему разработки с 3-х рядным расположением добывающих скважин в блоке при расстоянии между ними 400м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего –600 м.Закачка воды в целях поддержания пластового давления на Талинской площади начата в 1983 году. По состоянию на 1.01.01. в продуктивные пласты закачано 399 163 571 тыс.м3 воды.В течение 1994 – 1997 г.г. закачка осуществлялась 10 КНС (КНС-16,17,5, 20,23,24,27,28,30,31), оснащенными 62 насосными агрегатами ЦНС 180-1900. Анализ показателей насосного оборудования КНС позволил установить, что их общая производительность значительно отличалась от предусмотренной в проектах обустройства в меньшую сторону. Фактическая средняя единичная производительность насосных агрегатов большинства эксплуатируемых КНС (151-189 м3/ч) превышает номинальную (150м3/ч).Учет закачиваемой воды осуществляется расходомерами типа СВЭМ-200, установленными на выкидных линиях насосных агрегатов и расходомерами, смонтированными в блок-гребенках кустов нагнетательных скважин (СВУ-200).В 1997 году в связи с экономией электроэнергии были остановлены и законсервированы КНС – 16, 17, 5, 20, 23, 24. На КНС – 27, 28, 30, 31 – оставили в работе 6 агрегатов.Фонд нагнетательных скважин на 1.04.2000 год составил 892, из них действующих – 113, в бездействии – 124, в освоении- 16, в консервации – 632, пьезометр – 1, в ликвидации – 6.Средняя закачка в месяц – 31258 м3, средняя приемистость скважин – 293 м3/сут. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях закачкой воды в целом по месторождению составила 79,3% (в 1998 году- 88,6%), с начала разработки 113,3%.1.3 Осложнения и меры борьбы с нимиНа Талинском месторождении проведены исследования химического состава воды и определение ее рН по 414 скважинам. На основании полученных данных сделан машинный расчет показателя стабильности. В результате проведенной работы установлено, что 30 % обследованного фонда скважин имеют попутно добываемую воду с показателем стабильности более 0,5, т.е. являются солеобразующими. Методика выполнения необходимых работ по определению солеобразующих объектов и программа расчета показателя стабильности вод изложены в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения». Технологический процесс предусматривает определение концентрации ингибитора солеотложения, полностью предотвращающей образование осадка в каждой конкретной скважине.Следует отметить, что на карбонатное равновесие и на процесс солеотложения могут оказать влияние некоторые химические реагенты, используемые в нефтедобыче: ингибиторы коррозии, жидкости для глушения скважин, реагенты закачиваемые в систему ППД и др. Отложение солей в этом случае может носить эпизодический характер и прекратится после выноса, добываемой жидкостью, всей массы вещества. Однако, в отдельных случаях, указанные реагенты образуют осадки, отлагающиеся в порах пласта, в результате чего уменьшается проницаемость и снижается коэффициент продуктивности скважины.Для предупреждения отложений солей существуют технологические, физические и химические методы.Технологические методы предусматривают выбор оптимального источника водоснабжения для поддержания пластового давления, изоляцию обводняющихся пластов и скважин, увеличение глубины спуска ЭЦН, спуск «хвостовиков», использование оборудования с защитным покрытием. Использование технологических методов часто затруднено, в связи с условиями разработки не позволяющими их выполнять. Защитные покрытия носят локальный эффект, они не препятствуют процессу солеотложения по всему пути следования газожидкостного потока.Физические методы борьбы с солеотложением заключается в использовании акустических, магнитных и электрических полей. Физические методы, также как и защитные покрытия, служат для предотвращения отложений солей в определенном месте.Для достижения предупреждения отложения солей на всем пути следования добываемого потока единственно приемлемым способ остается использование химических реагентов – ингибиторов солеотложения.В настоящее время разработано большое количество ингибиторов как отечественного, так и импортного производства. Часто ингибиторы разрабатываются с учетом условий разработки месторождения конкретного региона:ингибитор должен быть совместим с пластовой водой и другими реагентами, применяемые в нефтедобыче;реагент должен обладать хорошими адсорбционно-десорбционными свойствами, возможно минимальной коррозионной активностью, максимальной экологичностью, температуростойкостью;ингибитор должен полностью предупреждать отложение солей в оборудовании;в зимний период времени ингибиторы должны обладать низкими температурой замерзания и вязкостью.Для борьбы с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири был выбран ингибитор на основе полиэтиленполамин = N = метилфосфоновых кислот (ПАФ – 13А), который может быть использован для предотвращения отложения солей из водной фазы как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов.Обобщая условия образования осадков установлено, что отложения чаще наблюдаются в зонах больших градиентов давлений, и реализуются на стенках забоя и в зоне пласта, прилегающей к перфорационным каналам, а также на входе погружных насосов. Способ подачи ингибитора в скважину зависит от зоны отложения солей. При систематически наблюдающихся отложениях выше приема ЭЦН или башмака фонтанных труб, ингибитор может применяться постоянной или периодической дозировкой в затрубное пространство скважин. В первом случае подача осуществляется с помощью дозирующего устройства, во втором используется цементирующий агрегат ЦА-320;При снижении проницаемости пласта, коэффициента продуктивности и одновременном сохранении рабочего режима закачки воды в систему ППД, вероятно отложение солей при забойной зоне пласта, перфорационных каналах. В этом случае рекомендуется осуществлять закачку реагента в призабойную зону пласта. Успешность технологии закачки в призабойную зону пласта определяется эффективностью реагента, объемом и глубиной доставки технологического раствора, степенью адсорбции и скоростью выноса ингибитора в процессе отбора жидкости из скважины.Условия разработки Талинского месторождения показали, что добыча нефти происходит при температурах 101 – 102 С. Эффективность ингибитора типа ПАФ несколько снижается с повышением температуры выше 85 С. и при применении их по методу закачки в призабойную зону пласта, можно не получить полной защиты от отложений солей в призабойной зоне пласта. На глубине подвески насоса температура газожидкостного потока значительно снижается, в связи с чем эффективность защиты насосного оборудования не снижается.Парафинзация.Процесс парафинизации оборудования вызывает серьезные осложнения при добыче нефти. Основной причиной отложения АСПВ на стенках труб является изменение термобарических и гидродинамических параметров течения добываемой жидкости в скважинах.Главным фактором, влияющих на выпадение парафиновых фракций, растворенных в нефти, являются состав и свойства нефти, газосодержание, наличие многолетнемерзлых пород, основные показатели разработки (дебит и обводненность). Важным параметром, определяющим начало выпадения парафина является температура насыщения нефти парафином.Метод определения возможности парафиноотложения в скважине заключается в сопоставлении температуры добываемой жидкости на устье скважин с температурой насыщения нефти парафином. Если температура на устье скважины выше температуры насыщения нефти парафином, то отложения не наблюдаются. Если устьевая температура ниже температуры насыщения нефти парафином, то наблюдается выпадение АСПВ, причем, чем больше разность этих температур, тем интенсивнее идет процесс парафинизации и граница начала отложений находится на большей глубине.При известных характеристиках работы скважин можно рассчитать дебит, при котором в стволе скважин происходит выпадение АСПВ. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции интенсивность парафинизации оборудования будет снижется. Это объясняется тем, что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры газонефтяного потока, гидрофилизация поверхности НКТ, это приводит к срыву отложения АСПВ со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колоны штанг.Защитные мероприятия на скважинах - закачка ингибитора СНПХ-7214 Р., растворителя ШФЛУ и гексановой фракции.На основание анализа свойств нефти и основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества скважин с АСПВ. Расчеты, проведенные до 2000 года, показали, что прогнозный парафиновый фонд будет увеличиваться до 1993 года и составит 12% от действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПВ составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами. При разработке месторождения увеличились отложения солей на нефтепромысловом оборудовании. В состав отложений входят, карбонаты кальция (от 56,9 до 91,9%), продукты коррозии металлоконструкций (от 0,08 до 64,4%, органические соединения нефти, галит, кремнезем и гипс. Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную концентрацию, т.е. когда наблюдается. Это неравенство смещает в сторону выпадения осадка либо за счет увеличения левой части (возрастание фактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижения предельной растворимости). Первое из этих условий возникает обычно при смешивании химических несовместимых пластовых и закачиваемых в систему ППД вод. Вторым условием выпадение осадков, служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления, выделения газов, в результате чего снижается величина равновесной концентрации. С применением заводнения происходит гидрохимические изменения, сказывающиеся на формировании попутно добываемых вод. При закачке воды в нефтяной пласт, образуется сложная многокомпонентная система: закачка воды – пластовая вода – погребная вода – нефть с растворенным газом – породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этой системе происходит увеличение концентрации солеобразующих ионов в попутно добываемых водах.Можно отметить, что отложение карбоната кальция происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими особенностями эксплуатации скважин.Так как основные запасы нефти сосредоточены в горизонтах ЮК10 и ЮК11, был изучен состав пластовых вод, этих горизонтов, и влияния на них закачиваемой воды. Анализ данных по химическому составу воды показал, что на обоих пластах отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатно-натриевого типов. Установлена тенденция к снижению минерализации и содержание практически всех ионов в пласте ЮК11 независимо от типа воды. В пластовых водах наблюдается присутствие сульфат ионов до 39 мг/л, которые могут вызвать отложение гипсов. Выпадение осадков наблюдается не только из пластовых и закачиваемых вод разной генетической природы, но и из смеси однотипных вод. В последнем случае превалирующее значение в образовании осадка вероятно, оказывает нестабильность пластовых вод при изменении термобарических параметров. Состояние карбонатного равновесия характеризуется показателем стабильности вод, значение которого рассчитывается на основании данных по составу попутно добываемых вод, рН водной среды, давлении и температуры, компонентному составу неразгазированной нефти пласта, обводненности добываемой жидкости.1.4 Сущность вывода на режим скважин с УЭЦН после ремонтаОсновная задача состоит в отборе жидкости глушения из скважины и вызове притока из пласта, при этом необходимо не допустить перегрев ПЭД, кабельной линии и обеспечение отключения УЭЦН при снижении динамического уровня ниже допустимого.В процессе пуска и вывода на режим необходимо следить за значениями тока ПЭД и напряжения сети до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.1,324) Определяем минимально допустимый отбор жидкости из скважины для охлаждения ПЭД.Qохл=86400*vохл*3,14*Dэк2-Dд24=86400*0,4*3,14*0,013 2-0,0114 24=97м3сут25) Вычисляем глубину спуска насоса, исходя из возможности освоения скважины.Lосв=Нф+Нпогр-106gρжгРпл-Рмтрe11*10-5Hу освρг отн-QохлКcosθ=2507 мОпределяем расстояние от устья до уровня жидкости в ней в период освоенияHу осв=Нф-106Рпл-Рмтр-QохлКgρжг=1999,8 мLнLосв=25002507=0,99<1,02С учетом этого, окончательно:Lн=2557 м2.3 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦНВсе работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правилами технической эксплуатации электроустановок, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций. Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил. 1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями. 2. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены. 3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В. 4. Установка включается и выключается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификацию I группы и прошедшим специальный инструктаж. 5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станции управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке "рубильник-предохранитель", со снятыми предохранителями двумя лицами с квалификацией одного из них не ниже III группы. 6. Кабель от станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли. 7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках. 8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000В. 9. Менять блок "рубильник-предохранитель" и ремонтировать его непосредственно на станции управления можно только при отключении напряжения сети 380В от станции управления (отключение осуществляется персоналом квалификации не ниже III группы на трансформаторной подстанции 6/0,4 кВ). 10. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту. 11. Устье скважины оборудуется в соответствии с требованиями. Проходное отверстие для силового кабеля должно иметь герметичное уплотнение. 12. Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о -давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе. 13. Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. 14. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу. 15. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с. 16. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами. 17. При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости. 18. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса. 19. Устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством. 20. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла. 21. Погружной агрегат на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов. 22. При спуске и подъеме погружного агрегата на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения.ЗаключениеВыполнение курсового проекта является важной частью учебного процесса, которая включает в себя приобретение первичных умений по своей профессии, ознакомление с организацией нефтегазового производства, получения навыков по поиску, анализу и структуризации информации.По результатам выполнения курсового проекта были получены навыки по поиску, обработке и анализу данных, представлению их в требуемом формате с использованием информационных и компьютерных технологий, по изучению и анализу отечественной и зарубежной научно-технической информации по направлению эксплуатации скважин установкой электроцентробежного насоса.В настоящей работе рассмотрены основные узлы УЭЦН, к которым относятся: наземное оборудование – станция управления, кабельная линия, трансформатор; подземное оборудование – кабельный удлинитель, обратный и сливной клапаны, насосная секция, газосепаратор, погружной электродвигатель, узел гидрозащиты, изучены сущность вывода на режим скважин с УЭЦН после ремонта, произведен расчет и подбор УЭЦН, рассмотрен порядок запуска скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторождении, изучены вопросы, касающиеся безопасности при эксплуатации УЭЦН.Список литературыТехнико-экономическое обоснований кондиций к подсчету запасов нефти по Талинской площади. Отсчет СибНИИНП, Тюмень, 1990 г.Крупский Б.Л., Пятигорская М.Н./ Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения. Отсчет УКРГИПРОНИИНефть., Киев,1989 г.А.В. Рыбак. / Пересчет балансовых запасов нефти Талинской площади Красноленинского месторождения. Отсчет ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1985 г.Сонич В.П., Ильин В.М., Дроздов В.А., Дворак С.В., и др./Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов.Отсчет СибНИИНП. , Тюмень, 1985,316с.Дворак С.В./Разработка методики определения параметров для подсчета запасов нефти в нижнеюрских углесодержащих коллекторах Западной Сибири. Диис. На соиск. Уч. степ. кандидат геолого. - минеральных наук. Тюмень, СибНИИНП, 1989 г., 266 с.Касов А.С./ Методическое руководство по определению коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. СибНИИНП,1977,42 с.Технологическая схема разработки Талинского месторождения (внеплановый отсчет). СибНИИНП, Тюмень.1980 г.Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1983 г.Технологические показатели разработки по участку расширения Талинской площади Красноленинского месторождения. СибНИИП, Тюмень.1988 г.Дополнительная записка к технологической схеме разработки Талинской площади Красноленинского месторождения. СибНИИНП, Тюмень,1987 г.В.Б. Ястремская, Е.С. Сыромятников, Л.Г. Злотникова, В.В. Савицкий /Организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Издательство «НЕДРА» 1978.И.М. Жданов, Н.И. Панова, Е.А. Подгорных /Сборник официальных материалов по охране труда (том 4), Москва ПИО ОБТ 1996 г.Ю.С. Карпеев /Организация охраны труда в нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах, Издательство «НЕДРА» 1988 г.Дроздов А.Н., «Техника и технология добыча нефти» / – Учебное пособие для вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. – 616с.Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И., «Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» / – М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2005. – 448с.Гумеров А.Г., Колпаков Л.Г., «Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти» – / М.: Недра, 1999. – 296с.Деньгаев А.В., «Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей» / – Дис….канд. техн. наук. – М., 2005. – 212с.Сахаров В.А., Мохов М.А., «Эксплуатация нефтяных скважин» / – М.: Недра, 2008. – 250с.Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» / – Учебное пособие для вузов 2–е изд., испр. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2007. –826с.Башта Т.М., Руднев С.С., «Гидравлика, гидромашины и гидроприводы» / – Учебник для машиностроительных вузов 4-е изд., – М.: Альянс, 2010. – 423с.Алибеков Б.И., Листенгартен Л.Б., Чубанов О.В., «Экспериментальное исследование работы погружного центробежного насоса на воздуховодяных смесях» / – Изв. ВУЗов, серия «Нефть и газ», 1963, №11, с. 117-120.Листенгартен Л. Б., «Вопросы техники и технологии эксплуатации нефтяных скважин погружными центробежными электронасосами» / – Автореферат дис.… канд. техн. наук. - Баку, 1964. - 14 с.Дроздов А. Н., «Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос» / – Дис.… канд. техн. наук. - М., 1982. - 212 с.Муравьев И. М., Мищенко И. Т., «Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях» / – М.: Недра, 1969. - 248 с.Дроздов А. Н., «Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси» / – М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. - 29 с.Еличев В.А., Литвиненко К.В., Мезиков С.Е., Михайлов А.Г., Хабибуллин Р.А., «Применимость электроцентробежных насосов с кожухом погружного электродвигателя ниже интервала перфорации в скважинах с высоким газовым фактором» / – Нефтяное хозяйство. – "Изд-во Нефтяное хозяйство", 2009. – с. 52–54.Ляпков П.Д., «Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти» / – Труды МИНХиГП, вып. 99. – М.: Недра, 1972. – 232с.Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцев А.В., «Проектирование и исследование характеристик ступеней динамических насосов» / – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 104с.ГРАФИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ-381592-472440Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Конструкция модулей УЭЦНЛит.Листов100Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Конструкция модулей УЭЦНЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Конструкция модулей УЭЦНЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Конструкция модулей УЭЦНЛит.Листов1-381000-407528Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Устьевое оборудование УЭЦНЛит.Листов100Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Устьевое оборудование УЭЦНЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Устьевое оборудование УЭЦНЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Запуск скважин с УЭЦН после ремонта на Талинском месторожденииРазраб.Провер.Реценз. Н. Контр.Утверд.Устьевое оборудование УЭЦНЛит.Листов1