Конструкция и оборудования скважин - Расчет материального баланса дожимной насосной станции Мамонтовского нефтяного месторождения

Конструкция скважин должна быть принята на основании анализа геологических особенностей месторождения, возможных осложнений при проходке по стволу скважин, глубины залегания продуктивных пластов, подлежащих вскрытию, способа эксплуатации, требований по охране окружающей среды и опыта строительства скважин на данном месторождении [8].

На Мамонтовском месторождении конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна предусматривать:

    - перекрытие верхних неустойчивых пород и закрепления устья скважин. Нижний интервал крепления от 50 м; - перекрытие неустойчивых отложений Люлинворской свиты; - создание канала гидравлической связи с эксплуатационным объектом; - изоляцию продуктивного пласта от других горизонтов геологического разреза скважины; - возможность зарезки боковых стволов; - возможность последующего перевода скважины из добывающего фонда в нагнетательный; - охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.

Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна отвечать требованиям, которые предъявляются к глубине спуска и креплению направления и эксплуатационной колонны нагнетательных скважин в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Анализ ранее пробуренных скважин показывает, что для вновь проектируемых наклонно-направленных и горизонтальных скважин можно порекомендовать конструкции, представленные в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 -- Конструкция наклонно-направленных скважин

Наименование

Колонны

Диаметр, мм

Глубина

Спуска, м

Высота подъема цемента

Направление

324

Не менее 50

До устья

Кондуктор

245

Не менее 750

До устья

Эксплуатационная

168

Проектная

Глубина

В соответствии с "Правилами безопасности в НГП"

Таблица 2.2 -- Конструкция горизонтальных добывающих скважин

Наименование

Колонны

Диаметр, мм

Глубина

Спуска, м

Высота подъема цемента

Направление

324

Не менее 50

До устья

Кондуктор

245

Не менее 750

До устья

Эксплуатационная

168

Проектная глубина

В соответствии с "Правилами безопасности в НГП"

Хвостовик

114

Проектная глубина

В соответствии с "Правилами безопасности в НГП"

Устьевое и подземное оборудование: По состоянию на 01.01.2013 г. эксплуатационный фонд Мамонтовского месторождения составляет 1598 скважин, в том числе действующий фонд -- 1282 скважины. Скважины эксплуатируются фонтанным способом и установками электроцентробежных насосов [8].

Механизированный фонд УЭЦН на месторождении представлен 1092 скважинами по пластам АС4, АС5-6, БС10, БС11, БС8, ЮС2, фонтанный фонд на месторождении представлен 190 скважинами по пластам АС4, АС5-6, БС10, БС11, БС8, ЮС2.

В таблице 2.3 приведены основные технологические показатели эксплуатации скважин.

Таблица 2.3 -- Основные показатели эксплуатации скважин

Показатель

ЭЦН

Фонтан

1

2

3

Дебит нефти, т/сут,

Минимальный

Максимальный

Средний
    0,0 95,4 14,7
    0,0 28,5 1,2

Дебит жидкости, м3/сут,

Минимальный

Максимальный

Средний
    9,0 796,0 271,0
    2,0 497,0 35,1

Обводненность продукции, %

Минимальная

Максимальная

Средняя
    3,0 99,9 91,0
    14,0 99,9 94,0

Текущее забойное давление, МПа

Минимальное

Максимальное

Среднее
    2,0 19,6 8,5
    3,7 25,6 17,0

Текущее пластовое давление, МПа

Минимальное

Максимальное

Среднее
    12,3 27,2 20,0
    11,4 30,5 21,3

Одним из признаков эффективного использования электроцентробежных насосов является соответствие их производительности в скважинах к рабочей области подач по паспортной характеристике (таблица 2.4). На 01.01.2013 г. вне границ рабочей области подач эксплуатируются: малопроизводительных (до 51 м3/сут) 1 УЭЦН, средней производительности (от 51 м3/сут до 200 м3/сут) 52 УЭЦН, высокопроизводительных (более 200 м3/сут) 71 УЭЦН.

С целью обеспечения рационального недропользования и оптимальной работы насосного оборудования с одной стороны и интенсификации добычи нефти с другой стороны, определены минимальные забойные давления по содержанию свободного газа на приеме насоса не более 25 % согласно паспортным характеристикам УЭЦН. Снижение забойного давления ниже, чем на 20 - 25 % от давления насыщения не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений, так как может приводить к снижению продуктивности и даже необратимым повреждениям призабойной зоны.

Расчеты показывают, что 386 скважин эксплуатируются с забойным давлением более 80 % от давления насыщения. Для таких скважин существует возможность установок насосного оборудования по интенсификации отбора жидкости. Для реализации возможности снижают забойное давление путем подбора соответствующих типоразмеров УЭЦН.

Таблица 2.4 - Распределение УЭЦН на месторождении

Насос

ВНН-25

ЭЦН-30

ЭЦН-45

ЭЦН-50

ВНН-59

ЭЦН-60

D610EZ

ЭЦН-80

D700EZ

ВНН-100

ЭЦН-100

D780EZ

Количество, шт

1

8

12

2

1

34

1

55

4

1

1

2

Насос

ВНН-124

ЭЦН-125

ВНН-159

ЭЦН-160

D1375EZ

D1400N

ВНН-199

ЭЦН-200

DN-1750

D1760EZ

ЭЦН-250

D2100EZ

Количество, шт

2

33

1

23

1

3

3

39

1

1

32

1

Насос

ВНН-280

DN-2150

DN-3000

ЭЦН-400

FC-3500

ЭЦН-500

DN-4300

ВНН-700

ЭЦН6-700

FC-6000

DN-5800

DN-5850

Количество, шт

2

1

9

40

2

37

6

7

1

3

14

1

При выборе диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ), следует учитывать, что при высоком дебите резко возрастают потери давления в колонне НКТ. Для скважин с прогнозируемым низким начальным дебитом, следует использовать НКТ меньшего диаметра. В зависимости от производительности скважин рекомендуется использование следующих НКТ: до 50 м3/сут -- диаметром 60 мм, более 50 м3/сут -- диаметром 73 мм. Группу прочности стали необходимо выбирать из условия предотвращения обрыва колонны НКТ под весом спущенных труб, кабеля и УЭЦН.

Учитывая прогнозируемый дебит скважин Мамонтовского месторождения, рекомендуется использование лифта диаметром 60 мм для скважин с дебитом жидкости до 50 м3/сут и диаметром 73 мм для скважин с дебитом жидкости более 50 м3/сут.

Технические средства и технологии подъема жидкости должны соответствовать добывным возможностям скважины. В нефтяных скважинах с типовой эксплуатационной колонной рекомендуется использовать:

    - устьевую арматуру АФК1Э-65-210 с колонной головкой ОКК-1-21-146-273 ХЛ производства Воронежского механического завода; - систему телеметрии "Титан" либо ПЭД с вынесенным погружным блоком системы телеметрии типа "ТМ-ПЭН" производства АО "АЛНАС"; - станцию управления "ЭЛЕКТОН-05", которая предназначена для регулировании частоты вращения, оптимизации работы и защиты серийно выпускаемых ПЭД, производства ЗАО "ЭЛЕКТОН".
общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

Рисунок 2.7 - Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса: 1 - электродвигатель; 2 - гидрозащита; 3 - приемная сетка; 4 - центробежный насос; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - электро-кабель; 7 - пояски для крепления кабеля к НКТ; 8 - устьевая арматура; 9 - барабан для намотки кабеля; 10 - трансформатор; 11 - станцию управления; 12 - компенсатор

Мамонтовский месторождение нефть скважина

схема уэцн

Рисунок 2.8 - Схема УЭЦН: 1 - компенсатор; 2 - электродвигатель; 3 - протек-тор; 4 - газосепаратор; 5 - ЭЦН; 6 - ловильная головка; 7 - колонна НКТ; 8 - обратный клапан; 9 - сбивной клапан; 10 - кабель

Похожие статьи




Конструкция и оборудования скважин - Расчет материального баланса дожимной насосной станции Мамонтовского нефтяного месторождения

Предыдущая | Следующая