Показатели использования фонда скважин

Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска УЭЦН.

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)

Методика подбора основывается на следующих показателях:

· коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

· данные инклинометрии;

· газовый фактор;

· давления – пластовое, давление насыщения;

· обводненности добываемой продукции;

· концентрации выносимых частиц.

При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25% для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 ⁰С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.

Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:

По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. Определяют забойные величины – давление, температуру, обводненность и газосодержание пластового флюида.

По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).

По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.

По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.

По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.К_экспл.=Т_экспл./Т_кал.ДФ

Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:

где N_дейст. – количество действующих скважин на конец года;

N_безд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; N_осв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения.

Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.

Под дебитом нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) понимается отношение суммарно добытой всеми добывающими скважинами нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) за определенный период, к продолжительности данного периода в скважино-сутках:

где q – дебит, т/сут. (м³/сут); Q – суммарная добыча нефти, т (м³); Т – среднее время работы одной добывающей скважины, сут.

N_скв – количество добывающих скважин, шт.

Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) добывающей скважины и суммарного отработанного времени всех добывающих скважин в скважино-сутках:

Q = q × T × N_скв.

Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Различают массовую (весовую) и объемную обводненность продукции. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:

где f_в, f_н – соответственно доля воды (обводненность) и нефти в потоке жидкости; Q_н, Q_в – добыча нефти и воды (т или м³);

Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. К_исп.=Т_экспл./Т_кал.ЭФ

Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.

Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.

Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.

МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

k _экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.; для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.

Дата добавления: 2015-07-13