Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 13 из 29)
Таблица 3.12
Основное техническое оборудование для эксплуатации
механизированных скважин
| Наименование оборудования | Тип оборудования. Предприятие-изготовитель |
| УЭЦН Устьевая арматура | АФКЭ 1-65*210 “СТАНКОМАШ” г. Челябинск АФЭН 21-65 |
| Насосные установки УЭЦН | УЭЦНМ5 20-250 ОАО “АЛНАС” г. Альметьевск, ОАО “Борец” г. Москва, Завод “ЛЕМАЗ” г. Лебедянь. |
| Кабель | КПБП, КПБК ОАО “Подольсккабель” |
| УШГН Устьевая арматура | АФКШ65/65*14К1,21ХЛ Воронежский механический завод, АШ-65*21-4Ф малогабаритная ОАО “Корвет” г. Курган. |
| Насосы | НВ 32-44 Пермская компания нефтяного машиностроения (ПКНМ), г. Краснокамск |
| Штанги | ШН, ШНЦ, ШНСЦ 13-28 сталь 20Н2М, 15Н3МА, с обработкой ТВЧ - ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер |
| Станки-качалки | ПШГН-8-3 ПО “Уралтрансмаш” г. Екатеринбург, “Ижнефтемаш”г. Ижевск |
Рекомендации по повышению надежности работы насосного оборудования
Для повышения надежности работы скважинного оборудования необходимо обеспечить качественное строительство скважин с соблюдением регламентирующих норм искривления ее ствола в интервалах спуска и установки насосов.
Опыт эксплуатации Хохряковского месторождения с широкомасштабным проведением ГРП указывает на проблемы выноса пропанта из скважин и преждевременные отказы погружного насосного оборудования (в первую очередь УЭЦН). В начальный период вывода скважин на режим (7-10 дней) содержание мехпримесей с пропантом составляет 200-400 мг/л, иногда до 1000 мг/л и более, в дальнейшем вынос мехпримесей снижается и стабилизируется в пределах 50-20 мг/л.
Для улучшения работы УЭЦН рекомендуется:
применять износостойкие установки, предназначенные для жидкостей
с КВЧ до 1250 мг/л, а также применять стационарные забойные фильтры и фильтры спускаемые вместе с УЭЦН (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск). применять на всем фонде УЭЦН телеметрические системы (ТМС) контролирующие давление, температуру на приеме насосных установок как отечественного, так и импортного производства (ОАО “АЛНАC” г.
Альметьевск, “Манометр» г. Москва, американские системы ТМС- ESP). запуск УЭЦН и вывод на режим рекомендуется осуществлять с помощью передвижных или стационарных тиристорных пускорегулирующих устройств - (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск, НПФ “ИРБИС” г.
Новосибирск), что обеспечит мягкий пуск двигателя и значительно снизит число повторных и преждевременных ремонтов. Кроме этого установка позволяет сокращать депрессию, а, следовательно, и вынос пропанта на скважинах после ГРП.
применять межсекционные соединения против расчленения и «полетов» модулей ЭЦН.
применять амортизаторы и центраторы уменьшающие вибрацию и
повреждение кабеля.
Для успешной работы УШГН рекомендуется: применять износо-коррозионностойкое насосное оборудование и устройства, защищающие скважинное оборудование от мехпримесей – фильтры (ОАО “Тюменский моторный завод”).
от произвольного отворота штанг рекомендуется устанавливать по
длине колонны 3-5 вертлюжков. В интервалах интенсивного искривления ствола скважины необходимо устанавливать роликовые центраторы.
В таблице 3.13 приведены вспомогательные устройства рекомендуемые для повышения надежности подземного насосного оборудования.
Таблица 3.13
Вспомогательное оборудование
| Наименование изделия | Технологическая функция изделия | Предприятиеизготовитель |
| УЭЦН | ||
| Межсекционные соединения против расчленения модулей и «полетов» | Исключает расчленение УЭЦН | ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск |
| Телеметрические системы давления и температуры | Контроль за давлением и температурой на приеме насосных установок | ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск, “Манометр» г. Москва, американские системы ТМС- ESP |
| Амортизатор | Препятствует передаче вибрации от ЭЦН на колонну НКТ | ОАО “ТТДН” г. Тюмень |
| Газовый сепаратор | Увеличивает содержание свободного газа у двигателя насоса до 55% | Завод “ЛЕМАЗ” г. Лебедянь, ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск |
| Фильтр | Снижает износ ЭЦН | ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск |
| Центратор | Исключает мехповреждения кабеля, крепит кабель к НКТ | ОАО “ТТДН” |
| Передвижная установка Преобразователя частоты | Вывод скважин на режим | ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск, НПФ “ИРБИС” г. Новосибирск |
| Передвижная установка уда-ления АСПО на базе МТЗ-80 | Механическая очистка лифта | ОАО "Нефтемаш" г. Тюмень |
| УШГН | ||
| Центраторы и скребки-центраторы | Снижение обрывности штанг, Очистка от парафина | ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер |
| Штанговый вертлюжок | Защита от отворота штанг | ОАО “ТТДН” |
| Штанговращатель | Равномерный износ штанг | ОАО “ТТДН” |
| Хвостовик с газосепаратором | Снижает забойное давление до 2.0-2.5 МПа | ОАО “ТТДН” |
| Фильтр | Повышение наработки на отказ ШГН | ОАО "Тюменский моторный завод" |
На части скважин в зонах совмещения контуров нефтенасыщенных пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 может быть принято решение о переводе их на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), с разобщением пластов скважинным пакером и подземным спецоборудованием обеспечивающих поддержание по пластам заданных депрессий.
Одновременно-раздельная эксплуатация позволяет при определенных условиях /3, 4/ интенсифицировать систему разработки, ввести в разработку непромышленные пласты, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения.
Принципиальные схемы компоновки скважинного оборудования для ОРЭ с использованием УЭЦН и УШГН приведены на рисунке 3.10,
3.11.
Рис. 3.10. Схема компоновки скважинного оборудования для
ОРЭдвух пластов одной скважиной, оборудованной УШГН
1-скважина; 2-колонна штанг; 3-колонна НКТ; 4-замок вставного
насоса;
5-вставной насос; 6-смеситель; 7-герметизатор; 8-обратный клапан; 9штуцер;
71
10-пакер; А-верхний пласт; Б-нижний пласт.
Рис. 3.11. Схема компоновки скважинного оборудования для ОРЭ двух пластов одной скважиной, оборудованной УЭЦН
1 - колонна НКТ; 2-скважина; 3-электроцентробежный насос; 4подземная скважинная компоновка; 5-забойный штуцер; 6-пакер; А –
верхний пласт, Б – нижний пласт.
Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии. В части технического обеспечения отечественными разработками накоплен значительный опыт одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин с использованием газлифтного способа добычи. Сложнее обстоит дело при одновременно-раздельной эксплуатации пластов с использованием установок ЭЦН и ШГН. Здесь рекомендуется использовать опыт Сургут НИПИнефть, НИИ «СибГеоТех» г. Нижневартовск.
НИИ «СибГеоТех» разработана техническая документация:
• РД-39-12-016-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УЭЦН;
• РД-39-12-017-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УШГН.
Технология включает:
- подбор компоновки (комплектация внутрискважинного
оборудования);
- инженерное сопровождение по учету и оптимизации отборов жидкости из каждого пласта;
Из зарубежных разработок рекомендуется использовать опыт фирм Шлюмберже, Бейкер, Камко.
Прогнозные показатели эксплуатации и потребность в скважинном и устьевом оборудовании
Прогнозные показатели эксплуатации вновь пробуренных скважин и потребность в добывающем и устьевом оборудовании этого фонда скважин приведены в таблице 3.14.
Таблица 3.14 Прогнозные показатели потребности в скважинном и устьевом оборудовании
| Показатели | Годы |  | |||||||||||||||
| | | | | | | | | | | | | | | | | ||
| Ввод новых скважин, всего | 11 | 15 | 15 | 27 | 30 | 30 | 30 | 30 | 10 | - | - | - | - | - | - | - | 198 |
| Средний дебит по жидкости, м3/сут. | 78 | 84 | 77 | 43 | 25 | 18 | 16 | 15 | 12 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Обводненность, % | 7 | 9 | 18 | 28 | 28 | 29 | 31 | 32 | 32 | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Ввод скважин ШГН, шт. | 2 | 3 | 3 | 5 | 6 | 6 | 6 | 6 | 2 | - | - | - | - | - | - | - | 39 |
| Штанги, тыс.м. | 3,4 | 5,1 | 5,1 | 8,5 | 10,2 | 10,2 | 10,2 | 10,2 | 3,4 | - | - | - | - | - | - | - | 66,3 |
| Станки-качалки, шт. | 2 | 3 | 3 | 5 | 6 | 6 | 6 | 6 | 2 | - | - | - | - | - | - | - | 39 |
| Станции управления для ШГН, шт. | 2 | 3 | 3 | 5 | 6 | 6 | 6 | 6 | 2 | - | - | - | - | - | - | - | 39 |
| НКТ (73мм), тыс.м. | 3,4 | 5,1 | 5,1 | 8,5 | 10,2 | 10,2 | 10,2 | 10,2 | 3,4 | - | - | - | - | - | - | - | 66,3 |
| Фонтанная арматура ШГН, шт. | 2 | 3 | 3 | 5 | 6 | 6 | 6 | 6 | 2 | - | - | - | - | - | - | - | 39 |
| Ввод скважин ЭЦН, шт. | 9 | 12 | 12 | 22 | 24 | 24 | 24 | 24 | 8 | - | - | - | - | - | - | - | 159 |
| ПЭД, шт. | 9 | 12 | 12 | 22 | 24 | 24 | 24 | 24 | 8 | - | - | - | - | - | - | - | 159 |
| Станции управления для ЭЦН, шт. | 9 | 12 | 12 | 22 | 24 | 24 | 24 | 24 | 8 | - | - | - | - | - | - | - | 159 |
| Газосепараторы, шт. | 4 | 6 | 6 | 11 | 12 | 12 | 12 | 12 | 4 | - | - | - | - | - | - | - | 79 |
| Кабель для ЭЦН, тыс.м. | 18 | 24 | 24 | 44 | 48 | 48 | 48 | 48 | 16 | - | - | - | - | - | - | - | 318 |
| НКТ (73мм), тыс.м | 18 | 24 | 24 | 44 | 48 | 48 | 48 | 48 | 16 | - | - | - | - | - | - | - | 318 |
| Фонтанная арматура ЭЦН, | 9 | 12 | 12 | 22 | 24 | 24 | 24 | 24 | 8 | - | - | - | - | - | - | - | 159 |
| шт. | |||||||||||||||||