Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда (стр. 7 из 10)
В соответствии с данными обследования для проведения профилактических мероприятий по недопущению развития бактериального биоценоза нефтяных пластов и защите от бактериальной коррозии оборудования системы ППД рекомендуется проводить обработку биоцидом закачиваемых в систему ППД речных вод. Так как речная вода, используемая в системе ППД, по коррозионной агрессивности – слабоагрессивна, то нет необходимости в применении ингибиторов для защиты водоводов от коррозии. При использовании для заводнения пластов сеноманской либо подтоварной воды применение ингибиторов коррозии обязательно.
При реализации технологии закачка биоцида может осуществляться в различных вариантах в зависимости от необходимости охвата обработкой определенной части системы ППД и технической возможности:
- с КНС с дозированием реагентов на вход или выкид насосной станции;
- с помощью передвижного насосного оборудования с устья отдельных очаговых нагнетательных скважин;
- с дозированием реагентов на выкид ПНС, перекачивающей речную воду.
Технология применения биоцида включает в себя следующую последовательность технологических операций:
- доставку к месту врезки в водовод необходимого для закачки объема химреагентов;
- приготовление в автоцистернах АЦ-10 водного раствора либо водной эмульсии биоцидов;
- закачку агрегатом ЦА-320 через специальный эжектор с регулируемой подачей реагента водного раствора либо эмульсии биоцида в течение 24 часов.
4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Конструкция скважин Приразломного месторождения
Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная (рисунок 4.1).
Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 г/см3 до устья.
Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 700 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй – на 10 м выше и один на верхней трубе. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резьбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1, центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга.
Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора.
Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590 м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8 г/см3. Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15 м3 буферной жидкости (техническая вода обрабатывается 0,6% сульфанола).
Рисунок 4.1 - Конструкция скважины Приразломного месторождения
При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположенной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5 м на участке 20 м от границы интервала перфорации.
Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья портландцементом. Согласно протоколу № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза от 20 марта 1987 г по вопросу “Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин” предусматривается: кондуктор диаметром 245 с резьбой ОТТМБ спускается на глубину 780 м, с целью перекрытия Люлинворской свиты. Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2. Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа “Батресс” с тефлоновым уплотнением, спускается на проектную глубину 2590 м.
Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590 м цементируется портландцементом, с 2370 м до устья глиноцементом. Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовка кондуктора и эксплуатационной колонны производится водой. Закачивание воды в водонагнетательные скважины производится через НКТ с установленным колонным пакером.
4.2 Скважинное оборудование
Фонтанная арматура добывающих скважин предназначена для обеспечения герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами, подвески глубинного оборудования, направления движения газожидкостной смеси и других технологических операций.
Оборудование устья нагнетательной скважины изготавливают в коррозионностойком исполнении, исключающем проникновение сточных вод в вышележащие водоносные горизонты. Для нагнетания воды в пласт применяется скважинная арматура типа 1АНЛ-60-200 (рисунок 4.2), с проходным сечением елки 60 мм, рассчитанная на рабочее давление 20 МПа.
При закачке в пласт сточных вод подводящий водовод от КНС подключается к тройнику, а через отросток крестовины в кольцевое пространство закачивается нейтральная жидкость (рисунок 4.2).
Рисунок 4.2 – Скважинная арматура фланцевого типа 1АНЛ-60-200: 1 – буфер; 2 – крестовик; 3 – катушка; 4 – тройник; 5 – задвижка; 6 – вентиль; 7 – манометр; 8 – насосно-компрессорные трубы
Для подъема продукции на поверхность при механизированном способе эксплуатации скважин используются штанговые глубинные насосы (ШГН) и УЭЦН. Подъем продукции на дневную поверхность из действующих скважин осуществляется погружными УЭЦН следующих типоразмеров отечественного производства (преимущественно завода “АЛНАС”): ЭЦН25, ЭЦН30 ЭЦН45, ЭЦН50, ЭЦН60, ЭЦН80, ЭЦН125, ЭЦН160, ВНН-124, ВНН-159, а также установки Тандем ЭЦН 25+35; а также производства фирмы «REDA»: DN-475, DN-440, DN-675, DN-1000; и штанговыми глубинными насосами (ШГН) типоразмеров НГН32, НГН44. Из общего количества центробежных насосов наиболее широко распространены следующие типоразмеры насосов: ЭЦН50-1968 (34,1%), ЭЦН80-1800 (10%), DN-440 (8%) и DN-675 (5%). Эти установки добывают около 80% от общего объема добычи. Глубины спуска установок ЭЦН составляют 1810-2740 м, динамические уровни опускаются до отметок 1700-2450 м. Производительность насосов находится в пределах 12-146 м3/сут, с коэффициентом подачи 0,2-0,5. Для установок ШГН глубины спуска составляют 900-2100 м, динамические уровни опускаются до отметок 30- 1580 м, производительность насосов находится в пределах 2-21 м3/сут, с коэффициентом подачи 0,1-1. Скважинные насосы компонуются НКТ диаметром 60 или 73 мм, также применяется 2-х ступенчатая колонна. При замене насосов необходимо производить расчеты по подбору насосного оборудования, как УЭЦН, так и ШГН. Для этой цели рекомендуется воспользоваться программными комплексами RosPump, разработка SubPump фирмы “REDA”. Подбор ШГН и компоновку лифта в скважине можно осуществлять только по программе “Насос”.
4.3 Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда
Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания.
Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.
К таким относятся скважины, которые работают в режиме автоматического повторного включения (АПВ). При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).
Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести. Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины. Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена. В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.
Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).
Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем. Смысл заключается в том, что по тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.
Оптимизацию режима можно производить и по часто останавливающимся скважинам (ЧОС).
5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Применение оптимизации технологических режимов работы скважин механизированного фонда
Исходя из анализа текущего состояния разработки Приразломного месторождения, а также опыта эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин можно выделить три основные группы скважин, по которым можно проводить оптимизацию технологических режимов работы, причем как при данной установке, так и при будущем ТКРС, при котором может быть произведена замена УЭЦН на другой типоразмер.