Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

Разработка Мордовоозерского месторождения невозможна без применения методов интенсификации добычи нефти и повышения КИН.

Следует отметить, что методы увеличения нефтеотдачи (МУН) являются более сложным процессом воздействия на пласты, чем традиционные методы разработки. Обычно прогноз их применения осуществляется на основе достаточно полной геолого-физико-гидродинамической базы, подробных данных по истории разработки и комплекса научно-исследовательских работ по обоснованию технологий воздействия на пласт. При этом используются имеющиеся аналоги успешного применения того или иного МУН.

Вместе с тем, месторождения Ульяновской области в настоящее время не имеют достаточного объема исходных данных для надежного выбора и прогноза применения наиболее эффективных технологий МУН. Зачастую подвергаются сомнению даже основные геолого-физические параметры пластов и свойства насыщающих их жидкостей.

На основе многочисленных лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов, проведенных в нашей стране и за рубежом, накоплены относительно достаточные знания и представления о количественных критериях для успешного их применения.

Анализ позволил определить некоторые характерные критерии, ограничивающие применение того или иного метода увеличения нефтеотдачи пластов.

В таблице №12,13 приведены основные критерии для применения физико-химических агентов и тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Таблица №12 Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов

Таблица №13 Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов

Обработка призабойных зон скважин

Залежи нефти Мордовоозерского месторождения сложены по разрезу снизу вверх как терригенными, так и карбонатными породами. Продуктивные породы по разрезу и площади характеризуются неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Все это в процессе бурения скважин и разработки месторождения может вызывать ряд негативных явлений, основными из которых являются:

· большая вероятность попадания скважин в зоны с ухудшенными коллекторскими свойствами, вследствие чего фактическая продуктивность (приемистость) окажется ниже прогнозируемой;

· кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии (глушении) пласта с использованием буровых растворов (жидкостей глушения) на глинистой основе, что особенно неблагоприятно в пластах с низкими ФЕС;

· возможное выпадение асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта

· образование стойких водонефтяных эмульсий в процессе обводнения продукции скважин;

· в трещиноватых зонах возможны прорывы воды и обводнение скважин;

· наличие в разрезе залежи пластов с большой разницей в продуктивности вызывает неравномерность выработки запасов.

Некоторые из этих осложнений могут быть устранены путем использования растворов на полимерной основе в процессе бурения; при глушении скважин - солевых растворов с достаточной степенью очистки; использования в системе ППД очищенной воды; добавления в технологические жидкости ПАВ многофункционального действия, позволяющие разрушать водонефтяные эмульсии; пропарка НКТ для удаления АСПО при проведении технологических операций и т.п.

Рекомендуется на вновь пробуренных скважинах месторождения проводить разглинизацию пластов, которая направлена на повышение продуктивности добывающих скважин путем очистки ПЗП от остатков бурового раствора. Сущность технологии состоит в обработке призабойной зоны композицией на основе щелочных растворов и поверхностно-активных веществ с последующей глино-кислотной и солянокислотной обработками терригенных и карбонатных пластов. Удаление продуктов реакции и остатков бурового раствора из призабойной зоны следует осуществлять свабированием. Вместе с тем для интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеизвлечения необходимо проведение комплекса мероприятий как в призабойных зонах скважин, так и для месторождения в целом.

Низкая выработка запасов нефти из карбонатных коллекторов (коэффициент нефтеизвлечения в среднем составляет 0,18-0,25 по месторождениям Урало-Поволжья) объясняется прежде всего их сложным геологическим строением, наличием закрытой пористости и кавернозности, геологической микро- и макронеоднородностью основных параметров. В связи с этим, нефтяные залежи в карбонатных отложениях относят к категории сложно-построенных объектов, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым.

Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами доказывает, что для интенсификации добычи нефти из таких коллекторов целесообразно проведение различных видов кислотного воздействия на ПЗП, что позволяет существенно увеличить коэффициент охвата пласта вытеснением. К наиболее известным методам относятся солянокислотные обработки (СКО), солянокислотные ванны (СКВ), пенокислотные обработки (ПКО).

Анализ эффективности различных вариантов солянокислотных обработок для месторождений

Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показал, что среди первых СКО 80-85% являются успешными, последующие обработки становятся малоэффективными, и в целом успешность СКО составляет 40-50%. При этом отмечается, что каждая последующая обработка менее эффективна, чем предыдущая.

При всех своих достоинствах использование соляной кислоты в качестве рабочего агента имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, высокая скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой приводит к тому, что глубина проникновения солянокислотного раствора в пласт невелика. Во-вторых, в силу своих реологических характеристик маловязкие кислотные растворы проникают в наиболее проницаемые участки пласта, и проведение повторных СКО увеличивает каналы растворения и снижает охват пласта кислотным воздействием. В третьих, постановка солянокислотных ванн может приводить к нарушению крепи скважин и быстрому их обводнению.

При обработке пластов с карбонатными коллекторами эффективность стимулирования возрастает, если реакция кислотных составов с породой замедляется таким образом, чтобы неотработанная кислота проникла как можно дальше в продуктивный пласт и вокруг сформировалась большая зона с улучшенной проницаемостью. Подобный результат будет достигнут в случае применения кислотных составов с пролонгированной скоростью реакции с карбонатными породами, позволяющей увеличить радиус обработки скважины. На практике для этого применяются добавки ингибиторов реакции в солянокислотные растворы и менее активные неорганические и органические кислоты. С этой целью будет использована технология для обработок скважин, вскрывших карбонатный коллектор, с использованием уксусной кислоты.

Для скважин с низкой приемистостью и продуктивностью, находящихся в длительном простое или консервации, с плотными породами-коллекторами или длительное время не подвергавшихся кислотным обработкам, предусматривается предварительная закачка оторочки 10-12%-ного раствора соляной кислоты с последующей закачкой основного 15%-ного раствора уксусной кислоты и ее продавкой 0,1%-ным раствором катионоактивного ПАВ "ИВВ-1" в пресной воде для лучшего освоения скважины.

Использование указанных кислотных растворов должно сочетаться с технологиями селективной обработки кислотами, избирательным кислотным воздействием на пласт и технологией пенокислотного воздействия.

Селективную обработку кислотами проводят на несколько пластов с различной проницаемостью при необходимости обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами (каждый пласт должен иметь идентифицированный интервал перфорации, качественный цементный камень за колонной, место для установки пакеров).

По аналогичной технологии выполняется избирательное кислотное воздействие на отдельный пласт. Высокопроницаемые пласты предварительно изолируются вязкоупругими составами или временноизолирующими материалами и кислотному воздействию подвергается низкопроницаемый пласт.

В настоящее время достаточно широко применяется состав ДН-9010 для повышения эффективности выработки запасов нефти в малопродуктивных карбонатных коллекторах ряда месторождений Волго-Уральского нефтегазоносного района.

На поздней стадии разработки, когда будет актуальна проблема обводнения продуктивных пластов, на первое место выдвигается проведение изоляционных работ, выравнивание профиля приемистости и ограничение водопритоков.

Наиболее простым, дешевым и в тоже время эффективным способом решения этих проблем является применение изоляционных материалов на основе силиката натрия с различными наполнителями (опилочная мука, водорастворимые полимеры и т.п.). Применение силикатных гелевых композиций достаточно надежно позволяет изолировать водопритоки в добывающих скважинах, а закачка их в нагнетательные скважины способствует подключению не затронутых процессом вытеснения участков залежей нефти.

На всех стадиях предусматривается применение физико-химических методов, включающих в себя обработки призабойных зон для проведения декольматации, использования ПАВ с высокими отмывающими свойствами.

6. Паротепловая обработка

При разработке месторождений высоковязких нефтей одним из эффективных методов увеличения производительности скважин является паротепловая обработка призабойных зон (ПТОС).

Пласт А4, по таким параметрам как вязкость, глубина и проницаемость, вполне подходит для применения паротепловой обработки.

В начале разработки осуществляется эксплуатация пласта на естественном режиме, после чего производится паротепловая обработка всех эксплуатационных и паронагнетательных скважин.

Состояние коллектора и условия фильтрации нефти в призабойной зоне определяют важнейшие эксплуатационные показатели разработки: текущий дебит и суммарную добычу и, в конечном счете, нефтеотдачу пласта. Тепловое воздействие на призабойную зону скважины снижает вязкость находящейся там нефти и улучшает фильтрационную характеристику коллектора.

Сущность паротепловой обработки призабойной зоны скважины заключается в следующем: пар, имеющий температуру, в зависимости от пластового давления 280-300С и влажность от 30 до50%, нагнетается в пласт в течение 10-40 суток. Затем закачка прекращается, скважина в течение некоторого периода (период "пропитки") простаивает для перераспределения флюидов в призабойной зоне и снижения температуры до уровня приемлемого для работы глубинного насоса. После чего скважина переводится в режим добычи.

При паротепловой обработке снижение вязкости нефти вызвано не только температурным фактором, но и эффектом разжижения нефти конденсатом, образующимся при дистилляции нефти в паровую фазу.

Более сложный характер имеет явление улучшения фильтрационной характеристики коллектора.

В процессе эксплуатации месторождений с тяжелой, парафинистой нефтью при пластовых температурах, близких к началу кристаллизации парафина и или ниже ее, нефтепроницаемость призабойных зон может ухудшится в радиусе до 3-х метров. Эти ухудшения вызваны образованием на поверхности поровых каналов парафиновых отложений и полимолекулярных коллоидированных адсорбционно-сольватных слоев из активных компонентов нефти (смол, асфальтенов, органических кислот). Вследствие этого создается дополнительное фильтрационное сопротивление протеканию жидкости и с течением времени часть поровых каналов вообще исключается из процесса фильтрации. Помимо этого, в призабойной зоне могут находиться отложения шлама и водные барьеры, оставшиеся после бурения и освоения скважины, которые также ухудшают нефтепроницаемость. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины способствует активному растворению парафино-смолистых отложений, разрыхлению отложений шлама и устранению водных барьеров. В результате фильтрационная способность коллектора не только восстанавливается, но и зачастую становится более высокой, чем в начале эксплуатации скважины. После обработки поверхности поровых каналов фобизируются (покрываются пленкой горячего конденсата, легких фракций нефти), что в сочетании с длительным сохранением в коллекторе повышенной температуры сильно замедляет механизм повторного накопления парафино-смолистых отложений и способствует сохранению вокруг скважины зоны, где вязкость понижена и уменьшено фильтрационное сопротивление породы.

В процессе нагнетания пара происходит перераспределение нефтенасыщенности в призабойной зоне. Нефть частично оттесняется в глубь пласта и на некотором расстоянии от скважины, вследствие разных фазовых проницаемостей для воды, газа и нефти и изменения температуры, появляется зона повышенной нефтенасыщенности.

После прекращения нагнетания, происходит конденсация водяного пара, и его место занимают находящиеся рядом вода и нефть. В результате происходит перераспределение насыщенностей и температуры в околоскважинной зоне.

В начале периода добычи в скважину будут поступать, в основном, вода и некоторое количество нефти. С течением времени обводненность будет снижаться, а доля нефти соответственно расти. На место добытой из скважины жидкости в нагретую часть пласта будет поступать "холодная" нефть и прогреваться, тем самым, в течение определенного времени (это время определяется как эффективное время добычи и может составлять от нескольких месяцев до года) скважина будет работать с дебитом, превышающим дебит до обработки. Пластовое давление, до которого дренируется пласт на естественном режиме, определяет эффективность тепловых обработок. Если начать тепловые обработки (равно как и нагнетание пара) на раннем этапе разработки, то, вследствие ограничения по устьевому давлению (15-16МПа), темпы нагнетания будут низкими и, следовательно, эффективность технологии невысока. При значительном снижении пластового давления, потери добычи нефти могут быть не скомпенсированы тепловых обработок. Таким образом, существует оптимальное значение пластового давления, до которого залежь эксплуатируется на естественном режиме. Оптимум определяется максимумом суммарной добычи. Однако, расчеты показывают, что, ориентировочно, этот оптимум можно определить по максимуму повышения среднего дебита по нефти с учетом ПТОС. Для данного пласта оптимальное пластовое давление, при котором следует начинать ПТОС, составляет 8 МПа.

В таблицах№14,15 даны исходные данные и некоторые результаты расчета технологических показателей ПТОС вертикальной скважины. Для наглядности, на рисунке №5 показана динамика добычи жидкости и нефти после ПТОС.

Следует отметить, что приведенные данные относятся к "средней" скважине, поэтому перед реализацией ПТОС на конкретной скважине необходимо провести комплекс исследований и расчет технологических показателей (оптимальный темп нагнетания, время нагнетания, период выдержки). Практика ПТОС показывает, что наилучшие результаты достигаются при проведении двух- трех последовательных обработок.

Для проведения паротепловой обработки скважина должна быть оснащена специальным оборудованием, состоящим из устьевой арматуры, термостойкого пакера и термоизолированных труб.

Технологии воздействия на пласт

Анализ геолого-физической характеристики эксплуатационных объектов месторождения и критериев применимости МУН показал, что тепловые методы увеличения нефтеотдачи реально позволяют повысить степень извлечения нефти из недр.

Наиболее приемлемым для условия месторождения являются технологии теплового воздействия в сочетании с последующим заводнением. Сущность технологии заключается в создании в пласте высокотемпературной зоны (тепловой оторочки) путем нагнетания теплоносителя с поверхности и перемещении температурной волны к забоям добывающих скважин. Размер высокотемпературной зоны определяется исходя из условия последовательного прогрева пласта от высокотемпературной зоны в направлении к добывающим скважинам с достижением на их забоях к концу разработки определенного уровня температуры (обычно 80-1000С).

Следует отметить различие в механизмах нефтеизвлечения для карбонатных и терригенных коллекторов. В карбонатных коллекторах основные запасы нефти, как правило, сосредоточены в блоках (матрице), а доля высокопроницаемых трещин составляет до 2% в общей пористости пластов. Поэтому основным механизмом в данном случае является капиллярная пропитка, определяемая свойствами нефтей, зависящими от температуры и активности воздействующих агентов. В первую очередь, это значения краевого угла смачивания и поверхностного натяжения на границе нефть-порода.

На рисунке №6 приведены вязкостно-температурные характеристики нефтей Мордовоозерского месторождения, полученные по аналогии работы Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну ("Термические методы повышения нефтеотдачи пластов). Анализ этих зависимостей показывает, что существенное снижение вязкостей происходит при увеличении температуры нефтей до 120-1500С. В этой связи для условий эксплуатационного объекта, включающего пласты А2 и А3 предлагается, в первую очередь, технология создания тепловой оторочки путем нагнетания горячей воды с температурой порядка 1500С в сочетании с последующим заводнением ненагретой водой с целью рационального использования тепловой энергии. Нагнетание горячей воды с вышеуказанным уровнем температуры позволяет исключить из комплекта оборудования нагнетательных скважин использование дорогостоящих термоизолированных насосно-компрессорных труб для транспортировки горячей воды к эксплуатационному объекту, а также сократить затраты на поверхностное обустройство. Для эксплуатационных объектов, включающих пласт А4 и пласты Б0, Б1 и Б2, необходимо применение технологии паротеплового воздействия в сочетании с последующим заводнением ненагретой (попутнодобываемой) водой. Использование этой технологии обусловлено более высокими значениями вязкостей нефтей эксплуатационных объектов.

Рисунок №6 Зависимость вязкостей нефтей эксплуатационных объектов от температуры

Вместе с тем, применение высокотемпературного рабочего агента позволяет использовать некоторые преимущества механизма нефтеизвлечения.

На рисунке №7 приведены зависимости плотностей нефтей Мордовоозерского месторождения от температуры. При температурах порядка 3000С плотности нефтей и воды становятся равновеликими, что снижает фактор гравитационной сегрегации особенно в условиях больших толщин пласта А4. Кроме того, высокие уровни температуры предопределяют скорость капиллярной пропитки для карбонатных коллекторов и возможность проявления механизма частично смешивающегося вытеснения в системе вода-нефть.

Рисунок №7 Зависимость плотностей нефтей эксплуатационных объектов и воды от температуры

На рис. 8 приведен один из примеров по определению оптимальной оторочки теплоносителя по энергетической нефтеотдаче (с учетом затрат условного топлива на производство теплоносителя) для условий Мордовоозерского месторождения.

Следует отметить, что при реализации технологий теплового воздействия на пласт для каждого элемента разработки необходимо создание индивидуальной программы осуществления технологии с учетом геолого-физической характеристики элемента.

При разработке нефтяных месторождений тепловыми методами в пласте происходят, как известно, процессы самообразования определенного количества таких активных агентов как СО2, щелочь, ПАВ и др., но их, как правило, недостаточно для эффективного влияния на механизмы вытеснения нефти. Имеется ряд технологий комбинированного теплового воздействия в сочетании с закачкой химреагентов с поверхности, способствующих улучшению технологических показателей и увеличению нефтеотдачи (термополимерное, термощелочное воздействие и др.) Однако закачка химреагентов и их композиций с поверхности связана с организационно-экономическими осложнениями, а также дефицит самих агентов.

Рисунок №8 Зависимость нефтеотдачи (h?и энергетической нефтеотдачи (h?) от размера оторочки теплоносителя (Vот)

Вместе с тем имеется достаточное количество химических продуктов, активно используемых до недавнего времени в аграрном комплексе, таких как, например, карбамид (мочевина) и углекислый аммоний. При закачке насыщенного раствора карбамида в предварительно прогретый пласт происходит его разложение на углекислый газ и аммиак, если температура превышает 1500С по следующей реакции:

Из 1 т карбамида при разложении образуется 746,6 м³ аммиака и 373,3 м³ углекислого газа. При нагнетании углекислого аммония в области пласта, прогретого до температуры более 590С происходит его разложение на углекислый газ, аммиак и воду по следующей реакции:

Из 1 т углекислого аммония при разложении образуется 233 м³ СО2 и 467 м³ NH3.

Аммиак и углекислый газ совместно с паром продвигаются по пласту в виде относительно компактной оторочки. По мере снижения температуры происходит растворение аммиака и углекислого газа в нефти и воде. На этой стадии проявляются механизмы вытеснения нефти гидроксидом аммония и углекислым газом.

На основе этих предположений в своё время в ОАО "ВНИИнефть" были проведены экспериментальные исследования по изучению основных особенностей комбинированного воздействия теплоносителем и раствором карбамида на нефти, аналогичной по составу нефти пласта А4.

Установлено, что в области температур более 120-1400С фильтрационные сопротивления в пласте существенно (до 10 раз) возрастают по сравнению с фильтрацией пресной воды, что обусловлено образованием двухфазной системы вода-газ (двуокись углерода-аммиак).

Таким образом, комбинированное воздействие на пласт теплоносителем и раствором карбамида направлено не только на увеличение коэффициента вытеснения, но и на "саморегулирование" охвата пласта как по толщине, так и по площади вследствие увеличения фильтрационных сопротивлений при двухфазном течении водогазовой смеси в области повышенных температур. Дополнительным (а возможно и определяющим) фактором увеличения охвата пласта, является процесс эмульгирования нефти раствором аммиака.

7. Рекомендации по совершенству метода интенсификации

Мордовоозерское месторождение открыто в 1992 году. Введено в разработку в 1994 году. Нефтеносность в пределах Мордовоозерского месторождения установлена в бобриковских (пласты Б2 и Б1), тульских (пласт Б0), башкирских (пласт А4) и верейских (пласты А3 и А2) отложениях.

По состоянию на 01.01.10 г. на Мордовоозерском месторождении в пределах контура нефтеносности пробурено 30 скважины, которые вскрыли все нефтяные пласты.

Согласно технологической схеме на рассматриваемом месторождении выделены три эксплуатационных объекта:

· эксплуатационный объект, включающий пласты А2 и А3 с равными вязкостными свойствами нефтей;

· эксплуатационный объект - пласт А4, содержащий нефть более высокой вязкости;

· эксплуатационный объект, включающий пласты Б0, Б1 и Б2.

После анализа истории и текущего состояния разработки месторождения проведено сравнение фактических и проектных показателей разработки, выявлены основные причины расхождения фактических показателей от проектных.

Главным отличием является отставание по темпам ввода новых добывающих скважин. Кроме того, ввиду существенного снижения текущего пластового давления на месторождении в 2006 году введена в работу нагнетательная скважина - раньше, чем это было предусмотрено технологической схемой (2008 год).

Для поддержания снижающегося пластового давления необходимо приступить к организации системы ППД, с использованием фонда обводнившихся добывающих скважин с закачкой в них не нагретой воды и полимерных оторочек, обеспечивающих сглаживание последствий большой разницы между вязкостями нефти и воды.

Для следующих объектов при разработке необходимо применение следующих технологий:

объект А2+А3 - применение комбинированного воздействия путем закачки оторочки полимерного раствора, нагнетания горячей воды с оторочкой химреагента (углекислый аммоний)

объект А4 - применение комбинированного воздействия путем закачки оторочки полимерного раствора, нагнетания пара с оторочкой

объект Б0+Б1+Б2 - разработка в две стадии - на естественном режиме, после этого консервация, после расконсервации применение теплового воздействия путем нагнетания пара, с последующей закачкой холодной воды.

Весь комплекс мероприятий позволит извлечь из недр к концу разработки в целом по Мордовоозерскому месторождению 10263,7 тыс. т. нефти и достигнуть КИН 0,291, при общем проектном фонде в 261 скважину и фонде для бурения 231 скважину.

8. Расчеты

Выбор оборудования и режима работы установок погружных центробежных электронасосов (ПЦЭН)

Исходные данные.

1. Глубина скважины Lc=1331 м;

2. Уровень статический Hcт=82 м;

3. Уровень динамический Hд=391 м;

4. Коэффициент продуктивности K=7,09 м³/сут атм;

5. Планируемый дебит по жидкости Qж ст=220 м³/сут

6. Дебит по нефти Qн=3,9 т/сут;

7. Содержание воды в продукции В=0,98;

8. Газовый фактор Г=9,8 м³/м³;

9. Интервал перфорации: 1325,6-1331 м;

10. Давление пластовое Pпл=12,47 Мпа;

11. Давление насыщения Pнас=5,5 МПа;

12. Давление на устье Py=1,1 MПа;

13. Плотность нефти qн=910 кг/м³;

14. Плотность газа qг=1,202 кг/м³;

15. Плотность воды 1,125 кг/м³;

16. Содержание азота ya=0, 214;

17. Содержание метана ym=0,158;

18. Температура пластовая T=293K;

19. Вязкость воды µв=1мПаС;

20. Вязкость нефти µн=4,606 мПАс;

21. Вязкость жидкости µж=2 мПас;

22. Молярная масса газа М=50,75;

23. Объемный коэффициент нефти вн=1,033;

24. Объемный коэффициент воды вв=1,02.

1. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса.

Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме.

1.1. Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г

= [1020*0.7 + 860*(1 - 0.7)] (1-0.15) + 1.05*0.15 = 826,4

где н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

в - плотность пластовой воды,

г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости

1.2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод = 16,0 - 92/18 = 10,9Мпа.

где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

2. Определение требуемого напора насоса

2.1. Глубина расположения динамического уровня, м

Ндин = Lскв - Pзаб / см g=1890 - 10,9*106/826,4*9,81 = 545,5 м

2.2. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа

Р пр = ( 1 - Г ) Рнас = (1 - 0,15) 8,3 = 7,05 Мпа

2.3. Глубина подвески насоса, м

L = Ндин + Pпр / см g = 545,5 + 7,05*106/ 826,4*9,81 = 1414,1 м.

1.6. Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С

T = Tпл - - (Lскв - L) * Gт = 97 - (1890 - 1414,1) * 0,02 = 87,5С

1.7. Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос

B* = b + (1-b) [1 + (B - 1) Pпр / Pнас = 0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *7,06/8,3] = 1,034

1.8. Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут

Qпр = Q * B*=92 * 1,034=95,128 куб.м/сут

1.9. Объемное количество свободного газа на входе в насос,куб.м

Gпр = G*(1-b)* [1- (Pпр / Рнас )]= 62(1-0.7)[1-(7,06/8,3)]= 2,8 куб.м

1.10. Газосодержание на входе в насос

вх = 1 / [((1+Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]= 1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]= 0,1111.11. Расход газа на входе в насос

Qг.пр = (1-b)*Qпр вх / ( 1 -вх)= (1-0,7)* 95,128*0,111 /(1-0,111)= 3,56

1.12. Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

C = Qг.пр.с / f cкв = 3,56/24*60*60*0,785*(0,1282 - 0,0962 )= 0,68 см/с

Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

1.13. Истинное газосодержание на входе в насос

= вх / [1 +( Cп / C ) вх]= 0,111 / [1+(0,16*0,11/0,68)]= 0,108

1.14 Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":

Pг1 = Pнас {[1 / (1 - 0,4 )] - 1} = 8,3 {[1/1-0,4*0,108)] -1}=0,373МПА.

1.15. Коэффициент сепарации газа на входе в насос

Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр.с / fскв )] = 1 / [1+6,02* 95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962 )= 0,4597

1.16. Относительная подача жидкости

q = Qж.пр / QоB=95,128 / 86=1,106

1.17. Относительная подача на входе в насос в соответствую-щей точке водяной характеристики насоса

qпр = Qж.пр / QоB KQ = 95,128 /86*0,954 = 1,1595

1.18. Газосодержание на приеме насоса

пр = вх ( 1 - Кс ) = 0,111*(1-0,4597) = 0,06

1.19. Необходимое число ступеней насоса, шт

Z = H / hст =661 / 4,3=153,9.

1.20 Выбираем стандартное количество ступеней насоса

N=196

1.21 КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы

= 0.8 К Кq оВ = 0,8*0,787*0,92*0,52=0,31

1.31. Мощность насоса, кВт

N = P196 * Qс / = 6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31) = 21,79 кВт

1.32. Мощность погружного двигателя, кВт

NПЭД = N / ПЭД = 21,79 / 0,85=25,63кВт

1.33. Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса

Т = [T], 87,5 < [90]

Температура на приеме ПЭД меньше допустимой.

1.34. Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего расчитываем скорость потока откачиваемой жидкости

W = Qс / 0,785 (D2 - d2 )= 95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962 )= 0,195 -

Что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10-100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Литература

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. "Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин" М. Недра, 1979 г.

2. Байков Н.М. "Лабораторный контроль при добыче нефти и газа" М. Недра, 1983 г.

3. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. "Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов" Нефтяное хозяйство, 1983 г. №11.

4. Бухаленко Е.И. "Справочник по нефтепромысловому оборудованию" М. Недра, 1983 г.

5. Викторин В.Д., Лычков Н.П. "Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам" М. Недра, 1980 г.

6. Гиматудинов Ш.К. "Справочная книга по добыче нефти" М. Недра, 1980 г.

7. Зарипов С.З. "Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте" Обзорная информация, серия "Техника и технология добычи нефти" ВНИИОЭНГ 1981 г. Выпуск 2.

8. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. "Увеличение продуктивности и приемистости скважин" М. Недра, 1985 г.

9. Кудинов В.И., Сучков Б.М., "Интенсификация текущей добычи нефти" "Нефтяное хозяйство 1990 г., №7.

10. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. "Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии" Казань Таткнигоиздат 1989 г.

11. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. "Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта" Татнефть, 1998 г.

12. Сучков Б.М. "Причины снижения производительности скважин" Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5. РД 153-39-007-96 "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений"

13. Лицензия на право пользования недрами УЛН 09091 НЭ.

14. Авторский надзор за разработкой месторождений ОАО "Ульяновскнефтеотдача", ВНИИнефть, М., 1998 г.

15."Анализ технологических показателей разработки и прогноз уровней добычи нефти по месторождениям ОАО Ульяновскнефтеотдача". М., п. Новоспасское, ОАО "ВНИИнефть", ОАО "Ульяновскнефтеотдача", 1999 г.

16."Исследования физико-химических свойств пластовых нефтей, отобранных из скважин ОАО "Ульяновскнефть". "Гипровостокнефть", г. Самара, 2003 г.

17.Чипас Е.И. "Составление проектов пробной эксплуатации нефтяных месторождений Ульяновской области". Отчет "ГИПРОТОРФ". Книга 1. Москва, 1987 г.

18. П.М. Усачев, "Гидравлический разрыв пласта" Москва, "Недра", 1986 г, 165 с.

Размещено на Allbest.ru