Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов (стр. 14 из 17)
Таким образом, на основании анализа системы поддержания пластового давления можно сделать вывод о том, что сложившееся состояние системы ППД не удовлетворяет текущие потребности разработки месторождения по следующим причинам:
- Не смотря на значительное превышение объемов ГТМ, а следовательно и уровней добычи жидкости над проектом, до сих пор не реализована проектная система ППД, предлагающая блочно-замкнутую систему заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 2: 1. Фактическое соотношение 3,5: 1.
- Только 19,2% фонда нагнетательных скважин эксплуатируются при оптимальных давлениях нагнетания (Рнагнопт =14–15 МПа), при этом 28% фонда эксплуатируются при Рнагн выше 16 МПа, что приводит к неэффективной закачке воды по техногенным трещинам.
- Система очистки воды для целей ППД не удовлетворяет предъявленным требованиям. Так при проектном предельном содержании ТВЧ – 40 мг/л, фактическое же их содержание зачастую превышает 100 мг/л.
Расширение контуров нефтеносности и появившиеся дополнительные данные о геологическом строении пластов, а так же о их продуктивных характеристиках свидетельствует о необходимости разработки нового проектного документа на основе построения геологической и фильтрационной модели продуктивных пластов.
5.3 Эксплуатация УЭЦН с ТМС-Электон на Хохряковском месторождении
В связи с углублением установок до 2200–2400 м. устанавливают ТМС на ЭЦН российского и американского производства, таким образом, мы сможем понижать динамический уровень до забойного давления в пределах 50–70 атм
Что дает нам увеличить депрессию на пласт таким образом увеличиваем приток в скважину. Осуществляется контроль по Региону-2000. за токовыми нагрузками электродвигателя, температуры, давления на приеме насоса, это дает нам оперативное решение по скважине по какой причине остановилась скважина, как показано на рисунке 5.9
Рис. 5.9 График параметров
На хохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005 г. ТМС зарекомендовал по практике с положительной стороны на данный момент практикуются по датчику давления определять по формуле расчетную Нд и Рзаб на некоторых скважинах нет возможности определить уровень по Микону, где большой газовый фактор, маленький процент воды, в этом случае пересчитываем по ТМС.где показанные приведенные формулы (1,2)
1) Нд=20+Нсп – ((датР-Рзатр)*10,32 / Рн)/(1-удл / Нвд
2) Рзаб=датР+(Pн/10,32*(1-Н2О/100)+Рв/10,32*Н2О/100)*(1-удл / Нвд)*(Нвд-Нсп-20)
По показнием ТМС можно расчитать плотность газа жидкосной смеси в затрубном пространстве до насоса, практически на Хохряковском месторождении насосы спускаются выше интервала перфорации до 200 м, можно точно рассчитать.
По подбору установок на оптимизацию или наименьший тип оборудования ЭЦН используется ТМС, а также применяется по исследованию скважин путем отжатия динамического уровня на закрытую затрубную манифольдную задвижку, что позволяет определить по формуле Нд и Рзаб. На добывающих скважинах производим гидродинамические исследования, индикаторные кривые с помощью штуцера на разных режимах, не менее 12 часов с замером давления по ТМС и Qж например на некоторых скважинах где стоят ТМС сравниваем Рзаб а также определяем Кпрод. Предоставим скважины на которых делали исследования. 24/730,83/3510,62/914,11/815,7/13074/1056,40/768
По трем скважинам 730,914,3510. построили индикаторные кривые где определяем Кпрод, погрешность самая низкая для этого не требуется использовать глубинные манометры
Этот метод определения Кпрод позволяет также определить пластовое давления по сквахине а также определять другие параметры включая Ф.Е.С. пласта.
Индикаторные кривые
| исходные данные: | |||||||||||
| месторождение | Хохр. | ||||||||||
| куст | 83 | ||||||||||
| скважина | 3510 | ||||||||||
| пласт | 2Ю1 | ||||||||||
| мес., год исслед. | март. 05г. | ||||||||||
| а.о.сер. инт. перф. | 2366 | ||||||||||
| а.о.гл. сп. эцн | |||||||||||
| % обвод. продукции | 8 | ||||||||||
| плотность нефти в пл. усл. | 0.732 | ||||||||||
| плотность воды в пл. усл. | 1.013 | ||||||||||
| плотность смеси | 0.75448 | ||||||||||
| Dшт., мм. | Рдатч. | Ндин., м | а.о. Ндин. | Qж., м3/с | Рзатр., атм. | Рзаб., атм. | |||||
| б/ш | 2224 | 2144 | 96 | 21.8 | 38.89128 | ||||||
| б/ш | 2168 | 2088 | 94 | 20.2 | 41.6026 | ||||||
| Кпрод = | 96–94 | = 0,74 | м3/сут. | ||||||||
| 41,6–38,9 | атм. | ||||||||||
| Ln | 250 | |||
| kh | =0,74 *11,57 * | 0.1 | = 10,66 | D*см |
| m | 2*3,14 | сП | ||
| Кпр. = | 10*10,66* 0,61 | = 4,45 mD |
| 14.6 |
Исследования по отжатию по скважинам 914,730.3510, показала что динамические уровня рассчитываются не более точно как показано на таблице 6.3. где происходило исследование по разным месяцам, по Хохряковскому месторождению эти расчеты производятся каждый месяц на скважинах на которых установившийся режим это дает более конкретную информацию по скважине гле нет возможности определиться с динамическим уровнем и где снижение замеров по высоко дебитному фонду.
Эти расчеты позволяют предохранить установку от оплавления кабеля и выявить реальный уровень и принять решение по скважине, например выставить программу по давлению и температуре где стоят ТМС чтобы автоматически запускалась и отключалась при высокой температуре и по низкому давлению по которому настроина программа.
Применение на нефтепромыслах системы погружной телеметрии совместно со станциями управления «Электон» с регулированием частоты вращения насосной установки позволяет решить задачу создания «интеллектуальной» скважины или «интеллектуального» куста, тем самым максимально автоматизировать процесс добычи нефти.
Использование ТМС позволяет эфективно обеспечивать информацией для выбора оптимальных режимов скважин:
1) снижения периодического фонда путем подбора оборудования
2) вывода скважин на режим с помощью ЧПС и контролера ТМС.
3) Определения Кпр и пластового давления.
Применение ТМС служит для повышения надежности эксплуатации погружного оборудования, получения информации обоснованых параметров скважины, снижения эксплуатационных затрат за счет исключения сложных аварий
5.4 Подбор оптимального режима скважин эксплуатируемых установками ЭЦН и ТМС на Хохряковском месторождении.
1) Перевод на другой вид эксплуатации.
Для УЭЦН:
1) Изменением типоразмера УЭЦН.
2) Заглублением УЭЦН.
3) установка СУ Электон-05 с увеличением числа оборотов.
На месторождения УНП-1 применяются все выше перечисленные методов.
Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.
Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт, тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.
В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.
Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).
Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003 году.
На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж, Qн, % от снижения Рзаб. Из данного графика мы видим
Рис. 6.1. Параметры по Qн
Рис. 6.2 Параметры по Н2О
Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50 атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10 месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.
В скважинах где Рпл ниже 180 атм снижение Рзаб до 50 атм, явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв. 106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас.
Вывод:
1. Снижая Рзаб до 50 атм
2. Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.
3. Рост% воды в продукции.
Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.
Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза (повышенный радиус питания)
Пример скв. 610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125–2100 на глубину 2320 после Э60–1700 гл. 1800 с режимом 60/52/7 Нд-870 м с влиянием ППД скв. 510. Получили режим 112/78/15 Нд-1298.
23.05.03.спустили Э160–2100 гл. 2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции. Спустили Э-125–2100, гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48 атм.
Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.
Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО «ННГ» программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами: