246.0

292.0

42.9

6.3

85.3

3.2.1 Анализ применения опыта эксплуатации ЭЦН

Фонд скважин ЦДНГ №2, оборудованных УЭЦН, на 01.01.2004 г составил 468 единиц, из которых в дающем фонде находилось - 331, в ожидании ремонта - 25, в бездействии - 112 скважин. Доля ЭЦН в общем фонде механизированных скважин составляет 67,2 %. За 2003г. добыча нефти с помощью УЭЦН составила 854421 тонн, жидкости 14273744 м3.

Основные показатели эксплуатации скважин приводятся в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Основные показатели эксплуатации ЭЦН на Талинской площади в ЦДНГ №2

Показатель	ЮК10	ЮК11	ЮК10-11
Дебит нефти, т/сут, min max средний	0,5 79,8 9,4	0,5 38,8 6,0	0,9 65,8 8,0
Дебит жидкости, м3/сут, min max средний	5 393 99,0	6 360 138,7	12 300 103,4
Обводненность продукции, % min max средний	6 99,5 79,9	15 99,0 92,6	6 99,0 82,8
Глубина спуска насоса, м Продолжение табл.3.7 min max средний	1400 2495 2010	1105 2643 1885	1106 2451 1942
Динамический уровень, м min max средний	0 1994 889	0 1779 779	0 1987 798
Забойное давление, атм min max средний	80 223 154	103 223 167	68 242 159
Затрубное давление, атм min max средний	4,1 41 12,4	4,1 28 11,7	5,8 23 11,7
Буферное давление, атм min max средний	6 35 13,4	6 34 12,8	6 26 12,5
Пластовое давление, атм min max средний	172 270 229	178 255 227	183 271 220
Депрессия на пласт, атм min max средний	75 155 75	5 137 60	18 132 61

Глубины спуска насосов изменяются от 1105 до 2643 м при среднем значении 1946 м. Динамические уровни в пределах от устья до 1994 м при средних значениях по пластам от 779 до 889 м. Средние дебиты жидкости по пластам ЮК10 и ЮК11 составляют от 99 до 138,7 м3/сут. Обводненность продукции пластам ЮК10 и ЮК11 колеблется в среднем от 79,9 до 92,6 %.

Пластовые давления в зоне отбора составляют 17,2-18,3 МПа при средних значениях близких к начальному 22,0-22,9 МПа.

В широком диапазоне изменяются по скважинам забойные давления от 6,8 до 24,2 МПа, при среднем 16,0 МПа; проектные давления для механизированных скважин 17.5-18.0 МПа.

В диаграмме 3.1 приведена структура действующего фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2004г. и на 01.01.2003г. Характерно увеличение парка УЭЦН с большой производительностью ЭЦН 200, ЭЦН 250, ЭЦН 400.



Диаграмма 3.1 Структура действующего фонда УЭЦН по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Средний дебит УЭЦН составляет Q=100м3/сут., Qн =8,1т/сут. Таким образом, основным фондом являются УЭЦН 80 и УЭЦН 125.

В 2003 г в ЦДНГ №2 произошло 452 отказа, из которых 189 (41,8 %) преждевременных с наработкой менее 120 суток. В 2002г средний МРП по УЭЦН составил 286 суток, а в 2003г 283 суток. В таблице 3.8 представлена средняя наработка на отказ фонда УЭЦН в ЦДНГ №2 по типаразмерам на 01.01.2003г. и на 01.01.2004г.

Таблица 3.8

В диаграмме 3.2 подробно представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года. Наблюдается увеличение действующего фонда скважин на 3.6% (12скв.) в сравнении с началом 2003 года.

Диаграмма 3.2 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ЭЦН в 2002-2003 и январе 2004 года.

Структура отказов УЭЦН по узлам приведена в таблице 3.9

Таблица 3.9

За 2003год в ЦДНГ №2 произошло 16 полетов УЭЦН по следующим причинам:

? НКТ - 62,5 %;

? ЭЦН - 6,3 %;

? Газосепаратор- 31,2 %.

Наработка на отказ по УЭЦН на сегодняшний день характеризуется двумя показателями:

? Низкий уровень наработки;

? Снижение наработки на отказ.

Негативное воздействие на уровень наработки на отказ в целом по фонду УЭЦН оказывает эксплуатация УЭЦН в более жестких условиях:

? Заглубление

? Снижение ресурса узлов УЭЦН и кабеля из-за более высокого температурного режима

? Повышение риска полета в следствие увеличения нагрузки на колонну НКТ (осевой и от вибрации УЭЦН)

? Повышение риска вибрационной опасности установки вследствие увеличения длины ЭЦН за счет дополнительных секций

? Солеотложения из-за изменения термобарических условий при увеличении отбора жидкости из пласта

? Снижение притока в процессе эксплуатации

? Несоответствие производительности установки притоку из пласта (скважины из б/д)

? Вынос мех примесей (скважины ГРП)

В часто ремонтируемом фонде (ЧРФ) ЦДНГ №2 находятся 24 скважины. Как видим из диаграммы 3.2, большую часть ЧРФ 40% составляют скважины после оптимизации. На скважины подвергнутые ГРП приходится 26% ЧРФ. А также 17% скважин на коре выветривания (объект Pz). На скважинах, эксплуатируемых кору выветривания, производится штуцирование затрубного пространства и устья. При ПРС делают ГКО, долив нефти в процессе запуска, вывода на режим и эксплуатации. На диаграмме 3.3 приведена структура ЧРФ УЭЦН по видам ГТМ

Диаграмма 3.3 Структура ЧРФ УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Периодический фонд ЦДНГ №2 оборудованный УЭЦН на 01.01.2004г насчитывал 16 единиц, что составляет 4,5% от всего действующего фонда ЭЦН. Причиной периодического режима работы скважин в основном служит, как видно из диаграммы 3.4, нестабильная работа пласта скважин подвергнутых ГРП 37% и несоответствие типоразмера насоса и притока из пласта скважин выведенных из бездействия 31%.

Диаграмма 3.4

Структура периодического фонда УЭЦН ЦДНГ №2 (в разрезе ГТМ)

Внедрение новой техники:

На Талинской площади проводятся следующие работы по внедрению новой техники:

С 1999 г применяли кабель теплостойкого исполнения («Камкабель», «Подольск кабель»), а также, в качестве удлинителя, теплостойкий кабель со свинцовой изоляцией фирм Борец. REDA, Centrlift. Это позволило снизить расслоение изоляции кабеля почти в 5 раз по сравнению с 1998 г.

Применение сростков кабеля с липкими пленками производства США сняло проблему отказов по снижению сопротивления изоляции в сростке кабеля. В 1997 г было 42 отказа по этой причине, в 1999 - только -2.

С марта 1999 г начали внедряться высоконапорные ступени в абразивостойком исполнении АО «Новомет» (Пермь), а с 2003г стали внедряться высоконапорные вихревые насосы 1ВННПИ-25, 2ВННПИ-59, 2ВННПИ-79 износостойкого исполнения (метод порошковой металлургии), имеющие большой рабочий диапазон.

С 2001 года, на базе ЦБПО ЭПУ, введен в эксплуатацию стенд тестирования узлов УЭЦН.

ПЭД испытывают на стенде «Naipottest» высоким напряжением, измеряют токи утечки, измеряют выбег ротора.

У ЭЦН определяют напор, мощность, вибрацию, производительность.

Кабель тестируют на сверхнизкой частоте 0,1 Гц, что позволяет выявить пробои изоляции в кабельных линиях не нагружая кабель высоким напряжением.

За 2003 год в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань» смонтировано 352 новых ЭЦН, 259 новых ПЭД , 279 новых гидрозащит и 308 новых кабельных муфт.

3.2.2 Анализ применения опыта эксплуатации УЭДН

На 1.01.2004 г в ЦДНГ №2 под УЭДН обустроено 3 скважины все находятся в бездействующем фонде. Причиной перевода в бездействие послужили низкий МРП до 100 суток и низкая продуктивность в следствии чего ремонтировать скважины с УЭДН стало не целесообразно.

Низкая наработка была следствием влияния высокого газового фактора, температуры, мех. примесей.

УЭДН применялись на скважинах с дебитами 5-20 м3/сут. По опыту эксплуатации ЭДН производства Ижевского электромеханического завода в различных нефтедобывающих предприятиях России с 1993 г МРП в Татарии, Башкирии, Удмуртии достигнут в среднем 336-439 суток, при максимальной наработке более 3 лет.

В Западной Сибири наибольший МРП был достигнут в Сургутском, Пуровском и Лангепасском районах и составил 436-480 суток.

3.2.3 Осложнения при эксплуатации ЭЦН

Анализ осложнений

В случае интенсивной добычи нефти, отсутствия закачки воды в пласт на некоторых участках залежи текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом. Это вызовет понижение границы разгазирования нефти и дополнительное охлаждение газонефтяного потока в средней части насосно-компрессорных труб, вследствие чего процесс парафиноотложения усиливается.

Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.

Выпадение осадков происходит в результате смешения разнотипных вод, заключенных в нефтяной залежи и закачиваемых в систему ППД.

В ряде случаев причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.

В каждом конкретном случае причиной отложения солей может стать любой из перечисленных факторов или совокупность нескольких. Однако, некоторые из них будут вызывать временные осложнения в работе скважин в зависимости от периода их влияния, а изменение термобарических параметров является постоянной и наиболее превалирующей причиной выпадения осадка.

Мероприятия по предупреждению и борьбе с АСПО

Разработка месторождений ОАО «ТНК-Нягань» осложнена выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании. В ЦДГГ №2 непрерывно проводятся различные мероприятия по предупреждению и борьбе с данным осложнением. Это скребкование скважин скребками парашютными и скребками механическими, а так же обработка скважин горячей нефтью и горячей водой Количество скважин, подверженных парафиноотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 38 шт. это 11% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 40 скважин - 11,9%)

Структура скважин подвергнутых парафиноотложению представлена в диаграмме 3.5

Диаграмма 3.5

Процент охвата депарафинизацией скважин в ЦДНГ №2 представлен в диаграмме 3.6

Диаграмма 3.6

Оснащённых скребками парашютными - 5 скважин (12%);

Оснащённых скребками механическими - 9 скважин (24%).

Мероприятия по предупреждению и борьбе с солеотложениями.

Другой вид осложнений, наблюдаемый при эксплуатации нефтепромыслового оборудования, является отложение солей. Отложения снижают производительность нефтепромыслового оборудования, приводят к авариям и простоям.

Основными причинами выпадения осадков из водной фазы являются несовместимость закачиваемых и пластовых вод и изменение термобарических параметров от забоя до устья скважин и далее по пути следования добываемой жидкости. Количество скважин, подверженных солеотложению в ЦДНГ №2 на 01.01.2004г.- 61 шт. это 17.1% от действующего фонда скважин (на 01.01.2003 г. - 23 скважины - 6,9%)

В том числе:

? Защита закачкой ингибитора солеотложений ХПС - 15 скважин (20% осложнённого фонда) - средняя наработка до - 58,6 суток, после обработки - 72 суток (текущая наработка)

? Применён дозатор «ТРИЛ» - 2 скважины (3% осложнённого фонда)

? Произведена соляно-кислотная обработка - 9 скважин (12 операций)

Охват осложнённого фонда составляет 43% (на 01.01.2003 года - 0 %)

Выводы

В целом, ЭЦН при текущих условиях эксплуатации (средняя обводненность более 90 %) обеспечивают проектные значения забойных давлений и отборы по жидкости. Имеет место рост действующего фонда скважин за счет ГТМ (ввод из бездействия) за 2003 год плюс 12 скважин.

Выполнение требований регламентов на подготовку скважин после ремонта, выводу на режим и эксплуатации оборудования, а также применение новой техники, в том числе импортных УЭЦН (например, фирмы REDA) позволит достигать МРП до 700 суток.

Рекомендации:

? С целью снижения отказов узлов УЭЦН по причине солеотложений

? продолжить практику ОПЗ ингибитором солеотложений ХПС - 007 (проведено 15 ОПЗ)

? продолжить опытно-промышленную эксплуатацию дозаторов под насосных «ТРИЛ» (внедрено 2 шт.)

? С целью снижения периодического и часто ремонтируемого фонда скважин обеспечить

? оснащение скважин часто ремонтируемого и периодического фонда СУ нового поколения «Электон»,«Борец» (оснащено 24 скважины);

? оснащение скважин периодического фонда устройством плавного пуска УПП -1 (оснащено 6 скважины);

? С целью снижения отказов погружного кабеля при эксплуатации

? внедрение кабельных муфт токоввода повышенной надежности производства ООО «Битек», «Борец» (внедрено 16 шт.);

? оснащение кабельных линий УЭЦН термостойкими вставками из освинцованного кабеля (81% линий);

? С целью снижения отказов погружного кабеля при СПО

? усиление технологического контроля;

? оснащение кабельных линий УЭЦН протекторами крепления кабеля (оснащено 38 линий);

? С целью снижения отказов по узлам УЭЦН

? продолжить внедрение УЭЦН ВНН-25 производства «Новомет» на низкодебитных скважинах (внедрено 24 шт.);

? продолжить внедрение ЭЦН 3 группы (износостойкое исполнение - внедрено 36 УЭЦН);

? продолжить внедрение СУ «ЭЛЕКТОН-05» с преобразователем частоты (внедрено 5 СУ).

? С целью снижения негативного воздействия парафинообразования

? продолжить внедрение мех. скребков (оснащено 9 скважин)

3.2.4 Анализ применения опыта эксплуатации ШГН

Эксплуатационный фонд ШГН в ЦДНГ №2 на 1.01.2004 г составлял 225 скважин, из которых 77 давали продукцию и 148 находились в простое и бездействии. Доля ШГН в общем механизированном фонде составляет 32,3 %. За 2003г. добыча нефти с помощью ШГН составила 85267 тонн, жидкости 202371 м3.Средний дебит по жидкости по ЮК10 5,2 м3/сут и по ЮК11 8,8 м3/сут.

Основные показатели эксплуатации ШГН приводятся в таблице 3.10

Таблица 3.10 Основные показатели эксплуатации ШГН в ЦДНГ №2 на Талинской площади

Показатель	ЮК10	ЮК11	ЮК10-11
Дебит нефти, т/сут, min max средний	0,2 7,7 2,7	0,3 5,2 1,7	0,9 5,1 2,6
Дебит жидкости, м3/сут, min max средний	0,5 19 5,2	1 16 8,8	1,5 32 9,6
Обводненность продукции, % min max средний	2,5 90 34,2	6 96 63,5	5 93 42,8
Глубина спуска насоса, м min max средний	1098 1402 1253	1103 1302 1210	1090 1304 1227
Динамический уровень, м min max средний	185 1305 966	466 1149 846	648 1223 1016
Забойное давление, атм min max средний	123 227 160	150 182 166	137 208 161
Затрубное давление, атм min max средний	0,01 35 12	0,2 23 9,3	5,7 29 9,7
Буферное давление, атм min max средний	4 19 11	6 18,5 12	5 11 7,4
Пластовое давление, атм min max средний	195 255 225	197 227 213,5	195 260 224
Депрессия на пласт, атм min max средний	28 109 68,5	27 60 43,5	29 105 67

Обводненность продукции изменяется от 2,5 до 96 % при средней от 34,2 (пласт ЮК10) до 63,5 % (пласт ЮК11). Глубина спуска насосов от 1090 до 1402 м при средней 1230 м.

В широких пределах изменяется забойное давление от 12,3 до 22.7 МПа. Средние забойные давления по пластам близки к проектным (16-16,6 МПа).

Пластовые давления добывающих скважин изменяются в широком диапазоне от 19,5 до 26 МПа, при средних значениях по пластам близким к первоначальным. Пониженные пластовые давления в зоне отбора наблюдаются на 21.6 % скважин (от 19,5 до 20 МПа).

Средний межремонтный период по ШГН за 2003 год в ЦДНГ №2 составляет 232 суток, за 2002 год данный показатель составлял 272 суток, что является относительно низким показателем для данного оборудования. Так, например, в Татарии МРП достигает 600 суток, на Приобском месторождении (со сложными условиями эксплуатации) - 496 суток.

Наибольшее количество отказов ШГН приходится на не герметичность насосно-компрессорных труб, в следствии протертости их насосными штангами - 44% как правило при отсутствии центраторов на штангах, на втором месте по количеству отказов отсутствие подачи насоса - 42,5% в основном по износу насоса из-за высокого газового фактора и большого содержания мех примесей в добываемой продукции.

Диаграмма 3.7 Динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

В диаграмме 3.7 представлена динамика действующего фонда и наработки на отказ по ШГН в 2002-2003 и январе 2004 года.

На сегодняшний день в целях повышения уровня наработки на отказ по УШГН проводятся следующие мероприятия:

? С целью снижения отказов по НКТ проводится:

? спуск компоновок штанг с центраторами (оснащено 51,9% фонда скважин);

? Для снижения отказов по ШГН проводится:

? С начала года осуществляется переход на применение отечественных ШГН с хромированным покрытием цилиндра;

? Внедрено 23 газовых и 8 газопесочных якорей.

? С целью снижения негативного воздействия парафино - гидратообразования

? на 1-ой скважине (в рамках опытно-промышленной эксплуатации) внедрён поднасосный дозатор ДИС -146 ;

? производятся промывки скважин тех.водой с добавлением МЛ-80 Ужесточен контроль за выбраковкой НКТ и штанг при проведении ПРС.

Внедрение новой техники:

В 2003г. внедрено 29 высоконадежных импортных насосов “SBS'' (Австрийского производства) и 3 насоса «Аксельсон-Кубань» (42% от всего дающего фонда ШГН) средний МРП на по данному оборудованию составляет 375 суток.

Выводы

ШГН при текущих условиях эксплуатации обеспечивают достижение проектных забойных давлений. МРП достигает 232 суток. Имеет место наличие большого бездействующего фонда 144 скважины. Заметна тенденция к снижению фонда (за 2003 год минус 24 скважины) в основном скважины выведены в бездействие по не рентабельности с дебитом менее одной тонны в сутки.

Рекомендации:

Применение в дальнейшем новых видов оборудования (газо-песочных фильтров, штанг с центраторами, штанговращателей, шламоулавителей и др.) и своевременная замена отработавшего свой срок службы оборудования позволят достичь МРП до 500 суток.

Опыт эксплуатации ШГН в других регионах показывает, что при соблюдении перечисленных условий представляется реальным увеличение МРП с 232 до 500 суток.



4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Требования к конструкциям скважин

4.1.1 Характеристика действующих проектных документов на строительство добывающих и нагнетательных скважин

Бурение скважин в Красноленинском районе осуществлялось на основе проектов разработанных в «СибНИИНП» в соответствии с ВСН-39-86 «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ», РД 39-014805 3-537-67 «Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ» и другими руководящими документами, перечень которых приведен в проектах, а также в соответствии с заданием на проектирование.

При разработке проектов на строительство скважин не учитывалась в полной мере уникальность месторождения: фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов и физико-химические свойства насыщающих флюидов. В связи с этим, принятые проектные решения, особенно в области технологии разобщения продуктивных горизонтов, технологии первичного и вторичного вскрытия не позволяли создать условия, благоприятствующие максимальному извлечению нефти из недр и обеспечить оптимальные отборы нефти из скважин. Анализ проектных решений показывает, что проектные документы основываются на традиционных, типовых технологических решениях, апробированных для месторождений Западной Сибири (трехступенчатая система очистки бурового раствора, повышенные плотности, вязкости, значений водоотдачи) и не учитывали уникальность Красноленинского месторождения. На тот период времени рекомендуемые технологии соответствовали руководящим документам, действующим нормам и правилам строительства скважин.

Таблица 4.1 Основные проектные решения по Талинской площади Красноленинского месторождения

№ проекта, площадь	Разработчик, год разработки	Конструкция	Рецептура бурового раствора	Параметры раствора первичного вскрытия	Высота подъема цемента	Вторичное вскрытие
				плотн., г/см3	Вязк., сек	водоотдача, см3/30 мин		Тип перф-ра.	Раствор вскрытия
151, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
152, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
155, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1986	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
178, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1992	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м; Экспл. колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80, ПК-105	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.
179, пласт ЮК10-11 Талинская	СибНИИНП, 1992	Направление,324мм,глубина спуска 30м; Кондуктор,245мм, глубина спуска 450 м;Экспл.колонна 146, глубина спуска 2750м	ГКЖ, КМЦ, гипан, барит, полимер-глинистый	1,16-1,18	20-22	6-7	За направлением - до устья, за кондуктором - до устья, за экспл. колонной- на 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных до устья.	ПКС-80, ПК-105	Солевой раствор плотностью 1,10-1,12 г/см3.

4.2 Краткий анализ соответствия проектных решений по строительству скважин и фактическому их исполнению

Эксплуатационное бурение на Талинской площади было начато в 1982г.

Пробурено 5141 скважина.

В настоящее время на Талинской площади бурение эксплуатационных скважин не ведется До 2002 года бурение велось ООО «Бурнефть» (созданного на базе Няганьского УБР) в соответствии с проектом № 180 Сравнение проектного решения и фактического исполнения на Талинской площади приводится ниже.

4.2.1 По конструкции скважин

Все рассмотренные скважины пробурены без направления диаметром 324 мм. Типовыми регламентами на крепление скважин, которые являлись составной частью проекта на строительство скважин, допускалось строительство скважин без направления при условии подъема цементного раствора за кондуктором до устья на основании трехстороннего акта.

В рассмотренных делах скважин таких актов не содержалось. Отсутствие направления может привести к проникновению талых и поверхностных вод в водозаборные горизонты, к загрязнению питьевых вод.



Рис.4.1 Cхема конструкции скважин Талинской площади.

4.2.2 По буровым растворам при первичном вскрытии и креплению скважин

Первичное вскрытие продуктивного пласта на Талинской площади на начальном этапе производилось в основном с использованием реагентов КМЦ, ГКЖ, гипана, барита и т.д. С появлением полимер-акриловых химикатов стали применятся реагенты типа сайпан, ДК-дрил и другие, которые позволил осуществлять безаварийную проводку ствола скважины. Аварийные ситуации возникали лишь по вине технологических служб или вахты при не соблюдении регламента поинтервальной обработки бурового раствора, в конечном итоге это приводило к снижению продуктивности пласта. Наиболее существенную роль в возникновении аварийных ситуаций играет применение трехступенчатой системы очистки бурового раствора, заложенной в проектном решении.

В 24 % скважин в результате несоблюдения регламента поинтервальной обработки бурового раствора, нарушения технологической дисциплины было допущено превышение показателя условной вязкости (по проекту - 20-22 с, по факту - 28-32 с), вследствие этого рабочее давление закачки цементного и облегченного тампонажного раствора при креплении эксплуатационных колонн было превышено на 2,0 - 3,3 МПа. Все это привело к частичному гидроразрыву и, как следствие, к поглощению тампонажного раствора в интервале продуктивного горизонта. На этих скважинах была потеряна циркуляция в конце продавки и по результатам АКЦ отмечался недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты.

Недоподъем тампонажного раствора до проектной высоты отмечается на 36 % скважин.

На 5,4 % скважин имеют место срез эксплуатационной колонны в районе люленворских глинах, смещение и порывы.

Эти случаи являются результатом недоподьема тампонажного раствора до проектной высоты (в башмак кондуктора), так как при нагнетании воды через резьбовые соединения происходит не контролируемая утечка воды в интервале люленворских глин, которая провоцирует их набухание и приводит к перемещению слоев горных пород.

4.2.3 По профилю скважин

При изучении дел скважин и геофизического материала по первичным документам, на момент сдачи скважин НГДУ практически все скважины попали в круг допуска.

Однако, при проведении выборочной повторной инклинометрии по состоянию на 01.01.2000г. из 58 скважин, по которым была проведена запись гироскопом, - 44 скважины вышли за пределы круга допуска.

Отклонения за круг допуска ( проект - 60 м) - менее 50 м составляют 41,5 %, от 50 м до 100 м - 21,5 %, более 100 м - 37 %. По абсолютным значениям отклонения от проектного круга допуска на Талинской площади составляли от 7,2 м до 823 м.

Последствия таких отклонений изложены в разделе по анализу разработки месторождения.

Данные инклинометрии по этой группе скважин показывают, что при проводке наклонно-направленного ствола не соблюдались требования руководящих документов по набору зенитного угла и азимута в зоне установки насосного оборудования.

Следует отметить, что в отличие от других регионов Западной Сибири, в делах скважин не содержится документов по соблюдению профиля скважин при наборе зенитного и азимутального углов.

Таким образом, отклонения от проектного профиля скважин обуславливают возможные проблемы по обеспечению надежной работы насосного оборудования и эксплуатации скважин.

4.2.4 По вторичному вскрытию

Вторичное вскрытие производилось перфораторами ПКС - 80 и ПК - 105. Перфорация производилась после замены бурового раствора на солевой ( CaCl 2 или NaCl 2 ) плотностью 1,10 -1,12 г/см 3 . Плотность перфорационных отверстий на 1 п.м составляла от 10 до 20. Следует отметить, что на начальном этапе перфорация производилась по всему продуктивному пласту без учета качества разобщения по заключениям АКЦ.

Используемые методы вторичного вскрытия не обеспечивали снятие фильтрационных сопротивлений в продуктивном пласте, которые возникали при первичном вскрытии и при вызове притока, в последствии, не способствовали наиболее полной очистки призабойной зоны для обеспечения потенциального дебита скважины.

Выводы

В целом (если основываться на официальных материалах: дела скважины, ГИС и т.д.), строительство скважин на Талинской площади осуществлялось в соответствии с принятыми проектными решениями.

Анализ исполнения проектных решений показывает, что при строительстве скважин допускались нарушения технологической дисциплины на каждом этапе. При проводке ствола, при первичном и вторичном вскрытиях, при освоении скважины и при пуске скважины в эксплуатацию.

Применяемые технологии как первичного, так и вторичного вскрытия продуктивных пластов делают еще более неравномерной выработку запасов по разрезу продуктивной толще пластов и самым непосредственным образом влияют на степень извлечения запасов нефти.

4.3 Оборудование скважин

4.3.1 Оборудование фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК1-65х350 -- арматура фонтанная, для сред, содержащих СО3 до 6 %, условный проход по стволу и боковым струнам 65 мм, рабочее давление 35 МПа.

На рис. 4.2 показана фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройствами, предназначенная для однорядного подъемника. Подъемные трубы подвешивают к переводной втулке 5, которая ввинчена в катушку 4. При эксплуатации скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытый центральный стволовой кран и направляется в один из выкидов правый или левый и далее, пройдя штуцер, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру со сборной или сепарационной установкой. Краны 2 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах.

Для контроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления), другой в верхней части арматуры для замера давления на устье скважины (устьевого давления). При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитометров) или депарафинизационных скребков над верхним стволовым краном помещают специальное устройство - лубрикатор. На боковых струнах елки устанавливают штуцеры дискового типа.

Рис. 4.2 Фонтанная арматура крестового типа с крановыми запорными устройства ми: 1 манометр; 2 кран; 3 крестовик елки; 4 переводная катушка; 5 переводная втулка; 6 крестовик трубной головки; 7 фланец колонной головки; 8 штуцер.

На Талинском месторождении применяется фонтання арматура:

1. ОУЭН-65х14-2ХЛ1 (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - оборудование устьевое нефтяных скважин эксплуатируемых УЭЦН. 2.АФК1Э-65х14 ХЛ [12] (изготовитель-Юго-Камский машиностроительный завод имени Лепсе) - арматура фонтанная предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

В качестве запорных устройств фонтанной используются задвижки типа ЗМС1-65х350К1 по ТУ 26-16-45-77 (рис. 4.3).

Рис. 4.3 Задвижка с однопластинчатым шибером типа ЗМС

Задвижка состоит из корпуса 1; седла 2; шпинделя 3; масконки 4; маховика 5; гайки регулировочной 6 и ходовой 7; крышки подшипников 8; гайки нажимной 9; кольца нажимного 10; манжет 11; кольца опорного 12; крышки 13; пружин тарельчатых 14; клапана нагнетательного 15; клапана разрядного 16; шибера 17. [15]

4.3.2 Оборудование скважин эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами

Штанговые насосы предназначены для добычи нефти при глубине подвески насоса до 3500 м и при дебите скважин от долей тонны до 400 т/сут.

Скважинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, штанговые глубинные насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: невставные и вставные, приспособленный для работы в скважинах на большой глубине (рис. 4.5).

Невставные насосы: цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Вставные насосы: цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Привод ШГН осуществляется с поверхности через колонну специальных штанг от станка - качалки (рис. 4.6) Насосная установка (рис. 4.7) состоит из насоса 1, находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 11 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 12 подвешен на колонне штанг 2. Самая верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней части всасывающий клапан 13. Колонна насосных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. В верхней части тройника имеется сальниковое устройство (рис. 4.8), предназначенное для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока. Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера 12 вниз всасывающий клапан 13 закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером. Таким образом, при ходе плунжера одновременно происходят всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее в насосных трубах, и при ходе вниз вытеснение жидкости из цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и то же количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

Рис. 4.5 Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а) - невставной насос с штоком типа НГН-1; б) - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в) - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка

Рис. 4.6 Схема балансирного станка-качалки типа СКД: 1 - канатная подвеска; 2 - балансир с поворотной головкой; 3 - опора балансира; 4 - стойка; 5 - шатун; 6 - кривошип; 7 - редуктор; 8 - ведомый шкив; 9 - клиноременная передача; 10 - электромотор; 11 - ведущий шкив; 12 - ограждения; 13 - салазки поворотные для электромотора; 14 - рама, 15 - противовес, 16 - траверса, 17 - тормозной шкив



Рис. 4.7 Штанговая глубинно-насосная установка



Рис. 4.8 Устьевой сальник СУСГ2: 1 тройник; 2, 6, 8 нижняя промежуточная и верхняя втулки; 3 шаровая головка; 4 нижний и верхний манжетодержатели; 5 нижняя и верхняя сальниковые набивки; 7 корпус сальника; 9 вкладыши; 10 крышка корпуса; 11 ручка; 12 уплотнительное кольцо; 13 стопор; 14 ниппель; 15 накидная гайка; 16 наконечник; 17 гайка; 18 крышка; 19 откидной болт; 20 палец

Парк ШГН ЦДНГ №2: По состоянию на 1.01.2004г. действующий фонд оборудованный ШГН составил 81 единицу. Применяемые штанговые насосы: НВ27.-.1шт., НВ32 - 17шт., НВ44.-.55шт., НН57.-.8 шт.(производства «Ижнефтемаш», «Аксельсон-Кубань», «SBS-Австрия») Подробная информация об опыте эксплуатации скважин при помощи ШГН дана в технологической части настоящей записки.

4.3.3 Оборудование скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 4.9) состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора.

Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя (ПЭД) и гидрозащиты (или гидрозащиты с компенсатором). Все эти узлы соединены между собой посредством фланцев Валы двигателя, гидрозащиты и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как ПЭД расположен непосредственно под газосепаратором, который имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и ПЭД через приемную фильтр-сетку.

Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры (рис. 4.9), автотрансформатора и станции управления. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле , подводящем ток к ПЭД. Для защиты от пыли и снега трансформатор может устанавливаться в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать в действие, останавливать установку и контролировать ее работу.

Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию через регулируемый штуцер, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа через обратный клапан из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления, а также для контроля устьевых давлений по средствам манометров. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинает вращаться вал двигателя и насоса. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме газосепаратора, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают сбивной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.



Рис. 4.9 Схема компоновки оборудования УЭЦН на скважине

Насосный агрегат состоит из насоса (рис. 4.10, а), узла гидрозащиты (рис. 4.10, 6), погружного электродвигателя ПЭД (рис. 4.10, в), компенсатора (рис. 4.10, г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.

Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках; верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6; вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8; основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу; концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций, имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец, разде ляющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и гидрозащиты.Ниже сальника смонтирован трехрядный радиалыно-упорный шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01- 0,2 МПа).

В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не имеется избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла, которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом сальнике отпала. Полости двигателя и приемной части разделяет простым торцовым уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса насоса обычно не превьшает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе при спуске насоса в скважину. Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные маслозаполненные двухполюсные электродвигатели (ПЭД). Электродвигатели делятся на 3 группы: 5; 5А и 6. Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса, электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет максимальный диаметр 103 мм, группа 5А - 117 мм и группа 6 - 123 мм. В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр; например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65 кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А

Рис 4.10 Устройство погружного центробежного агрегата: а - центробежный насос; б - узел гидрозащиты; в - погружной электродвнгателъ; г - компенсатор

Рис. 4.11 Арматура устья скважины, оборудованной УЭЦН

В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4.

Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.

Парк УЭЦН ЦДНГ №2:

По состоянию на 01.01.2004г. парк УЭЦН в ЦДНГ №2 составлял 356 единиц действующего фонда скважин (подробно об опыте и анализе эксплуатации ЭЦН на Талинском месторождении на примере ЦДНГ №2 рассказано в технологической части настоящей пояснительной записки).

Ниже приведены данные о марках оборудования центробежных установок эксплуатируемого в ЦДНГ №2 ОАО «ТНК-Нягань».

По типоразмерам состояние на 01.01.2004 года:

? ВНН 25 с напором (1800, 2000) всего 8 шт.

? ЭЦН 30 с напором (1800, 1960, 2000, 2100) всего 32 шт.

? ЭЦН 50 с напором (1360, 1570, 1600, 1700, 1770, 1800, 1980, 2000) всего 69 шт.

? ВНН 59 с напором (1700, 1800, 2000) всего 5 шт.

? ВНН 79 с напором (2000) всего 4 шт.

? ЭЦН 80 с напором (1200, 1250, 1400, 1450, 1550, 1600, 1610, 1640, 1700, 1750, 1800, 2000) всего 65 шт.

? ЭЦН 125 с напором (850, 1300, 1400, 1480, 1500, 1550, 1610, 1800, 2000, 2050) всего 71 шт.

? ЭЦН 160 с напором (1230, 1500, 1550, 1700) всего 20 шт.

? ЭЦН 200 с напором (1250, 1280, 1400, 1450, 1700, 1800) всего 27 шт.

? ЭЦН 250 с напором (1000, 1090, 1100, 1200, 1250, 1500, 1550) всего 48 шт.

? ЭЦН 400 с напором (1550) всего 7 шт.

Данное оборудование поставляется от следующих фирм производителей: «АЛНАС» (г. Альметьевск), «БОРЕЦ» (г Москва), «ЛЕМАЗ» (г. Лебедянь), «НОВОМЕТ» (г. Пермь) и «REDA» (производства США).

Установки ЭЦН комплектуются ПЭД вышеперечисленных производителей, а так же фирм: «ЛЫСЬВА» (г. Лысьва),«АЛМАЗ» (г. Радужный) и ХЭМС (г. Харьков).

Применяются гидрозащиты марок: 2ПБ 92; ПБ 92; ГЗН 92; П92ДП; МГТ 54, газосепараторы и газодеспергаторы: МНГСЛ; МНГБ; ГС; МНГДБ; ГДНК, кабельные муфты и удленители: «АЛНАС», «БОРЕЦ», «ЭПОП», «БИТЕК» от тех же производителей.

Наземное оборудование (станции управления) марок: ШГС 58-05, «БОРЕЦ», «ЭЛЕКТОН», «КАСКАД», «REDA».



5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчет подбора УЭЦН для условий Талинского месторождения

Условия, в которых приходится эксплуатировать установки погружных электронасосов на Талинском месторождении, своеобразны и сложны, как в геологическом, так и технологическом плане. Поэтому оборудованию, находящемуся в работе, приходится испытывать колоссальные нагрузки различных факторов, которые являются причиной многих отказов.

Большой процент УЭЦН на месторождении работает в режиме ниже оптимального, что тоже приводит к преждевременным отказам и снижении эффективности эксплуатации. Оптимизация технологических режимов скважин механизированного фонда является видом ГТМ направленным в первую очередь увеличение добычи нефти в связи с повышением дебитов скважин.

В связи с этим одной из важнейших задач стоящих перед технологической службой ОАО «ТНК - Нягань» стоит проблема оптимального подбора подземного оборудования учитывающего все тонкости как геологического, так и технико-технологического характера.

Краткий обзор существующих методик подбора ЭЦНУ к скважине

Работы по созданию методик подбора ЭЦНУ к скважинам начинались практически одновременно с созданием самих электроцентробежных насосных установок.

В настоящее время во всем мире практически все пользователи УЭЦН используют для подбора установок к скважине те или иные компьютерные или ручные системы подбора.

Особым разнообразием подобных систем подбора отличается российская нефтедобывающая промышленность, в которой используются десятки методик и программ.

К основным отечественным работам по подбору УЭЦН к нефтяной скважине необходимо отнести работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК «ЮКОС». В значительной части программ используются разработки ОКБ БН, основанные на «Универсальной методике подбора ЭЦНУ». В ее основе лежит адаптивная модель системы «пласт - УЭЦН - лифт» снабженная аппаратом адаптации для повышения точности модели на базе нефтепромысловой информации.

К заслуживающим внимания зарубежным программным продуктам в области подбора УЭЦН можно отнести последние разработки компании REDA (развитие системы Compsel), программу компании Centrilift (развитие системы AUTOGRAF).

В данном разделе произведем подбор УЭЦН к условиям двух реальных скважин, с целью оптимизировать работу погружного электроцентробежного насоса. Расчет произведем по методике основанной на коэффициенте продуктивности на скважине 2037 куст 559 Талинского площади ЦДНГ №2.

Исходные данные:

? Талинское месторождение скважина 2037 куст 559. Пласт ЮК-11

? Пластовое давление: Рпл. = 21,7 МПа

? Забойное давление: Рзаб. = 16,0 МПа

? Линейное давление: Рбуф. = 0,5 МПа

? Коэффициент продуктивности: Кпр.= 6,63 м3/сут.атм.

? Обводненность: В = 0,92 д.е.

? Давление насыщения: Рнас. = 17,5 МПа

? Плотность нефти в пластовых условиях: рн.пл.= 660 кг/м3

? Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.= 1005 кг/м3

? Объемный коэффициент нефти: bн. = 1,54 д.е.

? Газовый фактор: Gф. = 192 м3/м3

? Расстояние до кровли пласта: Нкр. = 2712,9м

? Объемный коэффициент гжс: Впр. = 0,5 д.е.

? Удлинение по стволу: Lудл. = 2,4 м.

1. Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

Q = Кпр*(Рпл -- Рзаб)*10 (5.1)

Q = 6.63*(21,7 -- 16)*10 = 377,9 м3/сут.

2. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 -- В)*(1 -- Впр) -- Впр)

Рпр = (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 -- В)*(1 -- Впр)

17,5*(192*(1 -- 0,92)*(1 -- 0,5) -- 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 -- 0,92)*(1 -- 0,5)

3. Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл -- рн.пл)*[0.5 -- 0.012786*Qж + (0,5 -- 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл (5.3)

рж1 = (1005 -- 660)*[0.5 -- 0.012786*377,9 + (0,5 -- 0,012786*377,9)2 + 0.025572*377,9*0,92] + 660 = 979,8 кг/м3

4. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб -- Рнас

L1 = 106* (5.4)

g*рж1

16 -- 17,5

L1 = 106* = -- 156,1 м

9,81*979,8

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 -- Впр / 2) (5.5)

рж2 = 979,8*(1 -- 0,5 / 2) = 734,9 кг/м3

6. Определяем высоту второго интервала:

Рнас -- Рпр

L2 = 106* (5.6)

g*рж2

17,5 -- 7,6

L2 = 106* = 1366,7 м

9,18*734,9

7. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2 (5.7)

рср.ж = (979,8 + 734,9) / 2 = 857,3 кг/м3

8. Определяем глубину подвески насоса:

Lн = Нкр -- L1 --L2 (5.8)

Lн = 2712,9 -- (-- 156,1) --1366,7 = 1502,3 м

9. Определяем требуемый напор УЭЦН с учетом условий освоения:



Нн = Нкр -- 90*(Рзаб -- Рбуф) + 600 (5.9)

Нн = 2712,9 -- 90*(16 -- 0,5) + 600 = 1317,9 м

10. Согласно данным расчета предварительный выбор УЭЦН 400

11. Определяем депрессию создаваемую насосом:

Qн

Рнасос = (5.10)

Кпр

400

Рнасос = = 6,03 МПа

6,63

12. Определяем забойное давление при заданном отборе жидкости:

Рзаб н = Рпл -- Рнасос (5.11)

Рзаб н = 21,7 -- 6,03 = 15,67 МПа

13. Определяем динамический уровень жидкости в затрубном пространстве:

Рзаб н

Ндин = *10 -- (Нкр -- Lудл) (5.12)

рср.ж

(15,67*10)

Ндин = *10 -- (2712,9 -- 2,4) = -- 883 м

(857,3 / 100)

14. Определяем фактическую производительность насоса, применив объемный коэффициент нефти:

Qж.эцн = (bн*(1 -- В) -- В*Qж (5.13)

Qж.эцн = (1,54*(1 -- 0,92) -- 0,92*377,9 = 394,2 м3/сут.

15. Определяем дебит нефти:

Qн.эцн = (Qж.эцн*(1 -- В)*0,815 (5.14)

Qн.эцн = (394,2*(1 -- 0,92)*0,815 = 25,7 т/сут.

Согласно данным расчета и инклинометрии рекомендуется спустить ЭЦНМ 5А 400 с напором 1550м. на глубину 2020м с ожидаемыми параметрами работы Qж = 394,2 м3/сут., Qн = 25,7 т/сут.,Нд = 883 м. До оптимизации режима скважина 2037 была оборудована УЭЦНМ 5А 250-790, с глубиной спуска подвески насоса 1247 метров с параметрами работы Qж = 230 м3/сут., Qн = 15 т/сут.,Нд = 690 м. Расчетный прирост составил: по добыче нефти 10.7т/сут., по добыче жидкости 164,2 м3/сут.

Аналогичным методом произведем подбор УЭЦН на скважине 8974 куст 558 Талинского месторождения ЦДНГ №2.

Исходные данные:

? Талинское месторождение скважина 8974 куст 558. Пласт ЮК-10+11

? Пластовое давление: Рпл. = 22,1 МПа

? Забойное давление: Рзаб. = 16,7 МПа

? Линейное давление: Рбуф. = 0,6 МПа

? Коэффициент продуктивности: Кпр. =3,5 м3/сут.атм.

? Обводненность: В = 0,92 д.е.

? Давление насыщения: Рнас. = 17,5 МПа

? Плотность нефти в пластовых условиях: рн.пл.= 660 кг/м3

? Плотность воды в пластовых условиях: рв.пл.= 1005 кг/м3

? Объемный коэффициент нефти: bн. = 1,54 д.е.

? Газовый фактор: Gф. = 192 м3/м3

? Расстояние до кровли пласта: Нкр. = 2813м

? Объемный коэффициент гжс: Впр. = 0,5 д.е.

? Удлинение по стволу: Lудл. = 12,6 м

1.Определяем возможный дебит скважины по коэффициенту продуктивности :

Q = Кпр*(Рпл -- Рзаб)*10 (5.1)

Q = 3,5*(22,1 -- 16,7)*10 = 189 м3/сут.

2. Определяем давление на приеме насоса:

Рнас*(Gф*(1 -- В)*(1 -- Впр) -- Впр)

Рпр = (5.2)

Рнас*Впр + Gф*(1 -- В)*(1 -- Впр)

17,5*(192*(1 -- 0,92)*(1 -- 0,5) -- 0,5)

Рпр = 7,6 МПа

17,5*0,5 + 192*(1 -- 0,92)*(1 -- 0,5)

3.Определяем плотность жидкости в первом итервале:

рж1 = (рв.пл -- рн.пл)*[0.5 -- 0.012786*Qж + (0,5 -- 0,012786*Qж)2 + 0.025572*Qж*В] + рн.пл (5.3)

рж1 = (1005 -- 660)*[0.5 -- 0.012786*189 + (0,5 -- 0,012786*189)2 + 0.025572*189*0,92] + 660 = 981,9 кг/м3

4. Определяем высоту первого интервала:

Рзаб -- Рнас

L1 = 106* (5.4)

g*рж1

16,7 -- 17,5

L1 = 106* = -- 83,1 м

9,81*981,9

5. Определяем плотность жидкости в втором итервале:

рж2 = рж1*(1 -- Впр / 2) (5.5)

рж2 = 981,9*(1 -- 0,5 / 2) = 736,4 кг/м3

6. Определяем высоту второго интервала:

Рнас -- Рпр

L2 = 106* (5.6)

g*рж2

17,5 -- 7,6

L2 = 106* = 1363,8 м

9,18*736,4

7. Определяем среднюю плотность жидкости:

рср.ж = (рж1 + рж2) / 2 (5.7)

рср.ж = (981,9 + 736,4) / 2 = 859,1 кг/м3