Обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования
Основными факторами, определяющими выбор рационального способа эксплуатации скважин и оборудования, являются:
- дебит скважин, обводненность продукции, газовый фактор, давление насыщения нефти;
- статические и динамические уровни работающих скважин;
- конструкция скважин, диаметр эксплуатационной колонны, искривленность профиля скважин;
- свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях, минерализация воды и ее коррозионная активность;
- интенсивность парафинизации нефтепромыслового оборудования и способы депарафинизации, применяемые на месторождении;
- наличие солеотложения, устойчивость пород и пескопроявления.
По состоянию на 01.01.2013 г. общий фонд Сосновского месторождения состоит из 73 скважин, в т.ч. 64 добывающих и 9 нагнетательных. Добыча нефти ведется механизированным глубинно-насосным способом с применением насосов ШГН в 34 скважинах и ЭЦН в 4 скважинах. Невозможность фонтанной добычи нефти связана с низкой продуктивностью коллектора, невысокими начальным пластовым давлением и газосодержанием. При эксплуатации скважин ШГНУ определяется оптимальный типоразмер насоса, обеспечивающий максимально возможный отбор жидкости, поступающей из пласта в скважину, глубина спуска насоса, тип станка-качалки, параметры откачки и конструкция штанговой колонны.
Определение режима откачки сводится к установлению наиболее выгодных соотношений площади сечения, длины хода плунжера и числа качаний, удовлетворяющих условиям прочности колонны штанг и станка-качалки. Наилучший режим тот, при котором данную добычу получают при наименьших затратах. На практике стремятся достигнуть максимальной подачи насоса при возможно меньшем его диаметре. Это способствует уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений в штангах, установке более легкого оборудования на скважине и меньшему расходу электроэнергии.
|
|
|
При решении задач по обоснованию оптимальных технологических параметров работы ШГНУ должны быть учтены следующие моменты:
- для предотвращения возможности прорыва газа в насос давление на приеме насоса должно быть выше давления на устье скважины на 0,5 МПа;
- оптимальное погружение насоса под динамический уровень должно быть 300-400 м с созданием давления на приеме насоса 2,5-3,0 МПа;
- с целью уменьшения гидравлических нагрузок при эксплуатации скважин, насосы разных диаметров спускаются на соответствующих по размеру НКТ. Должно соблюдаться определенное соотношение диаметров НКТ и колонны штанг, что особенно важно при спуске сборной штанговой колонны, когда зазор между муфтой штанги и внутренним диаметром трубы составляет незначительную величину.
|
|
|
Выбор глубины спуска насоса, а, следовательно, давления на приеме насоса, зависит от режима эксплуатации скважин, в частности, величины депрессии на пласт. Системы разработки с поддержанием пластового давления предусматривают поддержание пластового давления на начальном уровне, поэтому величина депрессии определяется величиной забойного давления. Оптимальное забойное давление определяется величиной давления насыщения. При забойных давлениях ниже давления насыщения наблюдается разгазирование нефти призабойной зоне пласта, что приводит к увеличению вязкости нефти, изменению фазовой проницаемости, а также к изменению реологических свойств нефти и способствует образования АСПО в призабойной зоне пласта.
Опыт разработки месторождений Урало-Поволжья показывает, что эксплуатация скважин возможна при забойных давлениях на 25% ниже давления насыщения. С учетом этого минимальное забойное давление для залежей Сосновского месторождения составит 4.0 МПа. Расчетное оптимальное рабочее забойное давление составляет 5,0-5,5 МПа.
При средней глубине залегания башкирско-верейского объекта 1250 м и забойном давлении 5,0-5,5 МПа расчетный динамический уровень будет находиться на отметке 790-850 м. Исходя из выше перечисленных условий, глубина спуска насоса определяется в пределах 1100-1150 м для башкирско-верейского объекта.
|
|
|
Для обеспечения отбора жидкости до 10 м3/сут с учетом коэффициента подачи насоса 0,5-0,6 следует применять насосы НН2Б-38-18-12, НН2Б-44-12-15 и НВ1Б-44-12-15. При отборах 10-20 м3/сут. - насосы НН2Б-44-18-15 и НН2Б-57-12-12. Для откачки нефти целесообразно применять насосы II группы посадки с величиной зазора в плунжерной паре 70-120 мкм в сочетании с клапанами нормального исполнения.
В зависимости от условий эксплуатации, рекомендуется использовать насосные штанги из стали марок 40Г2, 40ХГМ и 20Н2М с поверхностной закалкой ТВЧ по всей длине и соответствующих типоразмеров: ШН16, ШН19, ШН22.
Для скважин, оборудованных насосами НН2Б-44-18-15, предлагается лифтовая колонна, составленная из гладких труб по ГОСТ 633-80 диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм, группы прочности «Д».
Для обеспечения дебитов скважин в заданных интервалах, предлагаются следующие компановки внутрискважинного оборудования (табл. 2.2).
Таблица 2.2
Компоновки внутрискважинного оборудования
| Интервал дебитов, м3/сут. | Диаметр плунжера насоса, мм | Доля ступеней в колонне штанг, для штанг диаметром, мм
| Типоразмер НКТ | ||||
| 16 | 19 | 22 | |||||
| 0-10 | 32; 38 | 0.62 | 0.38 | - | 60.3´5Д | ||
| 10-25 | 44; 57 | 0.58 | 0.42 | 73´5.5Д | |||
| 25-35 | 44; 56; 57 | 0.58 | 0.42 | 73х5.5Д | |||
| 35-50 | 56; 57; 68 | 0.58 | 0.42 | 73х5.5Д | |||
| > 50 | ЭЦН-50; ЭЦНМ-5-60 | 73х5.5Д | |||||
В зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом действующих нагрузок, рекомендуется применять станки-качалки СКР-6-2.1-2500 при спуске насосов НВ1Б-32-18-12; НВ1Б-38-18-12 и НН2Б-44-18-15 и СКР-8-3.5-4000 (СК-9) при спуске насосов НН2Б-44-18-15 и НН2Б-57-12-12.
Устье скважин оборудуется арматурой ОУ - 140 - 146 / 168 65Б, АОУШГН производства ЦБПО ОАО «Удмуртнефть» или другой аналогичной.
Наряду со штанговыми насосами могут применяться электроцентробежные насосы. Предлагаемое оборудование следующее: интервал дебитов 15-30 м3/сут - типоразмер УЭЦН-20-1400; интервал дебитов 25-50 м3/сут - типоразмер УЭЦН-40-1400. Рекомендуемая глубина спуска установок 1000-1200 м. Установки спускаются на НКТ 60.3´5Д. Устье скважин оборудуется арматурой АФК 65´140 или ОУЭН 65/50´14, а также АОУЭЦН производства ЦБПО ОАО «Удмуртнефть».
При дебите скважин от 2 до 10 м3/сут могут быть использованы установки погружных диафрагменных насосов УЭДН5 Ижевского электромеханического завода «Купол» или другие аналогичные.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 1087; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!