Оптимизация системы ППД Усть-Тегусского месторождения

Число КНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам КНС обычно располагают вблизи скважин. В КНС устанавливают от 2 до 5 центробежных насосов, один из которых — резервный.Рис.

3.2 — Схема КНС. 1 — магистральный водовод; 2 — приемный коллектор.Рис.

3.3 -Схемазаконтурногозаводнения:

1 — нефтяные скважины;

2 -нагнетательные скважины;

3 — контрольные скважины; 4 — внутренний контур нефтеносности. Законтурноезаводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурногозаводнения — пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 — 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 — 700 м. Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сеткискважин. Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2−3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурноезаводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки.Рис.

3.4 — Схемавнутриконтурногозаводнения1 — нагнетательные скважины;

2 — эксплуатационные скважины. Различают осевоезаводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое — с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади.Рис.

3.5 — Схемы центральногозаводнения:

а — осевоезаводнение; б — кольцевое заводнение;

1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины.

Блоковая система заводненияпредусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. Площадное заводнениехарактерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке Элемент пятиточечной системы — квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы — шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Элемент девятиточечной системы — квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).Избирательное заводнениехарактерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

4 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ4.1 Конструкция скважин месторождения.

Конструкция добывающих скважин на месторождении одноколонная (рис. 4.1).Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 г/см3 до устья. Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 700 м, применяются трубы, НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295−320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй — на 10 м выше и один на верхней трубе. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632−80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191−216−1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191−216−1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора. Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370−2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 г/см3. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15 м³ буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфанола). Рис. 4.1 — Конструкцияскважины Приразломного месторождения.

При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5 м на участке 20 м от границы интервала перфорации. Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья портландцементом. Согласно протоколу № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу «Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин» предусматривается: кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люлинворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья.

Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245−2. Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1 мм с резьбой типа «Батресс» с тефлоновым уплотнением, спускается на проектную глубину 2590 м. Продуктивная часть разреза в интервале 2370−2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья глиноцементом. Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовка кондуктора и эксплуатационной колонны производится водой.

Закачивание воды в водонагнетательные скважины производится через НКТ с установленным колонным пакером. 4.2 Скважинное оборудование.

Фонтанная арматура добывающих скважин предназначена для обеспечения герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами, подвески глубинного оборудования, направления движения газожидкостной смеси и других технологических операций. Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60−200 (рис. 4.2), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа. При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (рис. 4.2).Рис. 4.2 — Скважинная арматура фланцевого типа 1АНЛ-60−200: 1 — буфер; 2 — крестовик; 3 — катушка; 4 — тройник; 5 — задвижка; 6 — вентиль; 7 — манометр; 8 — насосно-компрессорные трубы.

Для подъема продукции на поверхность при механизированном способе эксплуатации скважин используются штанговые глубинные насосы (ШГН) и УЭЦН. Подъем продукции на дневную поверхность из действующих скважин осуществляется погружными УЭЦН следующих типоразмеров отечественного производства (преимущественно завода «АЛНАС»): ЭЦН25, ЭЦН30 ЭЦН45, ЭЦН50, ЭЦН60, ЭЦН80, ЭЦН125, ЭЦН160, ВНН-124, ВНН-159, а также установки Тандем ЭЦН 25+35; а также производства фирмы «REDA»: DN-475, DN-440, DN-675, DN-1000; и штанговыми глубинными насосами (ШГН) типоразмеров НГН32, НГН44. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко распространены следующие типоразмеры насосов: ЭЦН50−1968 (34,1%), ЭЦН80−1800 (10%), DN-440 (8%) и DN-675 (5%). Эти установки добывают около 80% от общего объема добычи. Глубины спуска установок ЭЦН составляют 1810−2740 м, динамические уровни опускаются до отметок 1700−2450 м. Производительность насосов находится в пределах 12−146 м3/сут, с коэффициентом подачи 0,2−0,5. Для установок ШГН глубины спуска составляют 900−2100 м, динамические уровни опускаются до отметок 30- 1580 м, производительность насосов находится в пределах 2−21 м3/сут, с коэффициентом подачи 0,1−1. Скважинные насосы компонуются НКТ диаметром 60 или 73 мм, также применяется 2-х ступенчатая колонна. При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования, как УЭЦН, так и ШГН. Для этой цели рекомендуется воспользоваться программными комплексами RosPump, разработка SubPump фирмы «REDA». Подбор ШГН и компоновку лифта в скважине можно осуществлять только по программе «Насос». 4.3 Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда.

Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания. Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин. К таким относятся скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ). При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже). Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести. Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины. Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена. В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую. Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем.

Смысл заключается в том, что по тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита. Оптимизацию режима можно производить и по часто останавливающимся скважинам (ЧОС).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Оптимизация технологических режимов работы необходима и крайне важна для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда. Оптимизация осуществляется за счет увеличения точности и оперативности выбора наилучших технологических параметров и режимов работы. Оптимизация режимов работы скважин представляет собой достаточно трудоемкий и сложный процесс, так как его проводят по нескольким скважина, для каждой из которых необходима определенная методика для выбора режима эксплуатации и учитывается большое количество ограничений. Рассмотренные в работе методы оптимизации технологических режимов работы скважин показали, что их использование позволит повысить эффективность эксплуатации механизированного фонда скважин, существенно сократить их отказ, за счет чего увеличивается МРП и СНО.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Анализ разработки месторождения.

Отчет ООО «Юганск.

НИПИнефть", 2002 г. Вакула Я. В. Основы нефтегазопромыслового дела. Альметьевск, 2009. 364с. Грей Ф. Добыча нефти. М.: Издательство ОЛИМП-БИЗНЕС, 2004.

— 410с. К. Р. Уразаков Техническое описание компьютерной программы подбора погружного оборудования, Уфа, 2006 г. Карпеев Ю. С. Организация охраны труда на нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих производствах. М.: Издательство Недра, 1998. — 330 с. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела.

Уфа. 2000.-220с.Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений. М.: Издательство Недра, 2003. — 639с.

Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Издательство Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 380с. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф. Основы нефтегазового производства. М.: Издательство Нефть и газ, 2003. -.

290с.Сборник инструкций по охране труда и технике безопасности по безопасному ведению работ при текущем и капитальном ремонте скважин НГДУ. 2000. — 200с. Технологический Регламент №П1−01С-008М-002ЮЛ-99 «Работа с периодическим фондом УЭЦН». — Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г. Технологический Регламент №П1−01С-030ЮЛ-099 «Организация работ по борьбе с солеотложениями в нефтепромысловом оборудовании». Технологический Регламент №П1−01СЦ-008М-003ЮЛ-99 «Подбор скважин для увеличения частоты».Технологический Регламент №П4−03С-011Р-001Т-001ЮЛ-09 «Защита УЭЦН от механических примесей». — Версия 1.0, Нефтеюганск, 2006 г. Янин А. И. Комплексная технологическая схема разработки Приразломного месторождения.

Сиб.

НИИНП, Тюмень 1990 г, Том 1.