Обоснование способа и технологических параметров эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

К проектированию на Мазунинском месторождении выделено три эксплуатационных объекта: каширо-верейский (пласты К4, B-0, B-II), тульский (C-III и C-IV) и турнейский (Ct-I).

При выборе оптимального способа добычи необходимо учитывать соответствие производительности оборудования диапазону ожидаемых дебитов, соответствие технических условий эксплуатации погружного оборудования условиям конкретной скважины, то есть должны быть учтены следующие параметры: дебит жидкости, давление насыщения, газовый фактор, забойное давление, глубина залегания продуктивного пласта, температура добываемой жидкости, другие факторы (отложение солей, парафина, вынос песка).

Выбранный способ добычи наряду с другими критериями должен обеспечить оптимальные технико-экономические показатели разработки месторождения.

Для определения условий и периода фонтанной добычи нефти проведены расчёты минимальных забойных давлений необходимых для фонтанирования скважин. Прогнозы выполнены по всем объектам разработки для различных значений обводненности. Для прогноза использовались начальные пластовые давления. Расчёты выполнялись для лифтовых колонн, составленных из насосно-компрессорных труб с внешним диаметром    73 мм и внутренним – 62 мм.

Из результатов расчётов, а также в соответствии с опытом эксплуатации следует отметить, что невысокий энергетический потенциал залежей не позволяет эксплуатировать скважины в режиме фонтанирования.

Ввиду отсутствия ограничений, накладываемых на насосный способ эксплуатации, наиболее приемлемым является эксплуатация с помощью УЭЦН и УШГН.

Для эксплуатации скважин установками ШГН определяют следующие параметры:

- оптимальный типоразмер насоса, обеспечивающий максимально возможный отбор жидкости из пласта;

- 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 достичь максимальной подачи насоса при возможно меньшем его диаметре, что способствует уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжения в штангах, установке более легкого оборудования на скважине и меньшему расходу электроэнергии.

Для обеспечения дебитов скважин в заданных интервалах предлагаются следующие параметры внутрискважинного оборудования (таблица 3), рациональные интервалы изменения параметров установок ШГН указаны в таблице 4.

 

Таблица 3 - Компоновка внутрискважинного оборудования

Интервал дебитов, м^3/сут	Диаметр плунжера насоса, мм	Доля ступеней в колонне штанг, мм         (марка стали 20 НМ)			Типоразмер НКТ
		ШН16	ШН19	ШН22
0-10	32, (38)	0,61, (54)	0,39, (46)	-	60,3×5Д
10-20	44	-	0,59	0,41	73×5,5Д
	57(H=1000 м)	-	-	1,0	-
20-30	57(H=1000 м)	-	-	1,0	73×5,5Д

 

Насосы, выпускаемые заводом ОАО «Ижнефтемаш» по лицензии фирмы «Шеллер-Блекман» по стандарту API предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием механических примесей до 15 г/л, содержанием сероводорода до 3 г/л, минерализацией до 200 г/л, концентрацией ионов водорода (ph) от 3 до 8. По присоединительным размерам и резьбам выпускаемые насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование. Соответствие насосов приведено в таблице 5.

Таблица 4 - Рациональные интервалы изменения параметров УШГН

Параметр	Типоразмер насосов
	НВ1Б-27	НВ1Б-32	НВ1Б-38	НН2Б-44	НН2Б-57
Подвеска насосов, м	1400-1600	1400-1601	1400-1602	1400-1603	1300-1500
Погружение под динамический  уровень, м	150-250	150-250	200-350	200-350	200-350
Коэффициент подачи	0,2-0,5	0,4-0,5	0,4-0,6	0,5-0,7	0,5-0,7
Средний дебит скважины по жидкости, м^3/сут	1-6	4-8	5-13	7-17	16-25

 

Таблица 5 - Соответствие насосов по АРI и ОСТ 26.16.06-86

Тип насоса	Обозначение по API	Соответствующий аналог по ОСТ
Вставные толстостенные	20-125-RHAM-XX-4-X	НВ1Б-32
насосы с верхним механическим	25-150-RHAM-XX-4-X	НВ1Б-38
креплением	25-175-RHAM-XX-4-X	НВ1Б-44
Вставные толстостенные	20-125-RHBM-XX-4-X	НВ2Б-32
насосы с нижним механическим	25-150-RHBM-XX-4-X	НВ2Б-38
креплением	25-175-RHBM-XX-4-X	НВ2Б-44
Трубные насосы	20-125-THM-XX-4-X	НН2Б-32
	20-175-THM-XX-4-X	НН2Б-44
	25-225-THM-XX-4-X	НН2Б-57

 

Для скважин с невысоким газосодержанием среднее оптимальное давление на приеме насоса рассчитывается по формуле:

Рпн = 0,5+0,3Рнас^.(1–В), где

Рнас – давление насыщения, МПа;

В – обводненность добываемой продукции, д.ед.

Режим откачки и тип ШГН выбирают с учетом ряда основных требований:

1) При выборе типа приоритетом пользуются штанговые вставные насосы, при наличии осложняющих условий (отложения парафина, солей, коррозионность среды) – невставные насосы.

2) Искривление ствола скважины в месте установки насоса не должно превышать 2° на 10 м; угол наклона должен быть не более 42°. В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим шагу инклинограммы.

3) Заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и частотой качаний.

ЭЦН достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от объема свободного газа фактические характеристики насоса искажаются, а при достижении определенного его объема возможен срыв подачи насоса. Для оценки оптимального давления насоса при условии, что соотношение вязкости дегазированной и пластовой нефти составит не более трех, используются приведенные ниже формулы, в противном случае требуются дополнительные исследования для корректировки:

– при обводненности продукции менее или равной 60 %

Ропт = (μдн/μпн)∙Рнас^.(0,325–0,316∙В), 

– при обводненности продукции более или равной 60 %

Ропт = (μдн/μпн)∙Рнас∙ (6,97∙В–4,5∙В²–2,43), где

μдн – вязкость дегазированной нефти, мПа∙с;

μпн – вязкость пластовой нефти, мПа∙с;

Рнас – давление насыщения нефти газом, МПа;

В – обводненность, д.ед.

В условиях создания оптимального давления на приеме насоса влияние свободного газа на работу насоса практически отсутствует, КПД насоса максимален и фактические характеристики практически совпадают со стендовыми. Подбор оборудования для эксплуатации скважины УЭЦН рекомендуется осуществлять в соответствии с основными технологическими характеристиками (таблица 6).

 

Таблица 6 – Основные технологические характеристики УЭЦН

Установка	Подача номинальная,           м^3/сут	Напор, м	Рекомендуемая рабочая область
			подача, м^3/сут	напор, м
Группа 5
У2ЭЦН5-40-1400	40	1400	25-70	1425-1015
УЭЦН-80-1200	80	1205	60-15	1285-715
У3ЭЦН5-130-1200	130	1165	100-155	1330-870
У2ЭЦН5-200-800	200	795	145-250	960-545
УЭЦН5-80-1550	80	1600	60-115	1680-970
УЭЦН5-130-1400	130	1460	100-155	1700-110
УЭЦН-80-800	80	1780	60-115	1905-1030
УЭЦН5-40-1750	40	1800	25-70	1850-1340
Группа 5А
УЭЦН5А-100-1350	100	1380	80-140	1520-1090
У1ЭЦН5А-160-110	160	1070	125-205	1225-710
УЭЦН5А-160-1400	160	1425	125-205	1560-1040
У1ЭЦН5А-250-800	250	810	190-330	890-490
У1ЭЦН5А-250-1000	250	1000	190-330	1160-610
У1ЭЦН5А-250-1400	250	1400	190-330	1580-930
У1ЭЦН5А-360-600	360	575	290-430	600-490
У2ЭЦН5А-360-700	360	700	290-430	810-550
У2ЭЦН5А-360-850	360	850	290-430	950-680
У2ЭЦН5А-360-1100	360	1120	290-430	1260-920
У1ЭЦН5А-500-800	500	810	420-580	850-700
УЭЦН5А-160-1750	160	1755	125-205	1920-1290
Группа 6
УЭЦН6-100-1500	100	1500	80-145	1610-1090
У2ЭЦН6-160-1450	160	1590	140-200	1715-1230
У4ЭЦН6-250-1050	250	1185	90-340	1100-820
У2ЭЦН6-250-1400	250	1475	200-330	1590-1040
У2ЭЦН6-350-850	350	890	280-440	1035-560
УЭЦН6-500-750	500	785	350-680	930-490
УЭЦН6-100-1700	100	700	80-145	1820-1230
УЭЦН6-350	350	1120	280-440	1280-700
УЭЦН6-250-1600	250	1580	200-330	1700-1075
Группа 6А
У1ЭЦН6-500-1100	500	1090	350-680	1350-600
У1ЭЦН6-700-800	700	800	550-900	850-550

 

В таблице 7 приведены рекомендуемые параметры работы скважин на прогнозный период.

 

Таблица 7 – Рекомендуемые параметры работы скважин

Параметры	Граничные значения в зависимости от обводненности продукции
	Каширо-верейский объект		Визейский объект
	от	до	от	до
Динамический уровень, м	724,1	833,9	494,4	650,0
Давление на приеме ШГН, Мпа	0,7	2,1	0,7	2,4
Глубина погужения ШГН под Нд, м	59,8	249,0	61,6	274,4
Глубина спуска ШГН, м	893,7	973,1	711,6	768,8
Для обводненности менее 60%
Давление на приеме ЭЦН, Мпа	2,2	5,3	2,6	6,2
Глубина погужения ЭЦН под Нд, м	214,8	618,7	249,4	707,5
Глубина спуска ЭЦН, м	1018,2	1184,1	855,5	1201,9
Для обводненности более 60%
Давление на приеме ЭЦН, Мпа	2,1	3,2	2,5	3,8
Глубина погужения ЭЦН под Нд, м	209,4	289,9	243,1	338,6
Глубина спуска ЭЦН, м	1012,8	1123,9	849,2	988,6

В соответствии с проектными решениями планируется одновременно раздельная эксплуатация каширо-верейского с турнейским и тульского с турнейским объектом. Учитывая физико-химические свойства нефти, а также ожидаемые дебиты, скважины планируется оснастить оборудованием для ОРД по схеме ШГН+ЭЦН (рисунок 2 - 3).

 

 

Рисунок 2 - Схема компоновки оборудования для ОРД каширо-верейского и тульского объектов

Рисунок 3 - Схема компоновки оборудования для ОРД тульского и                                              турнейского объектов

 

Схема, приведенная на рисунке 10.2, позволяет осуществлять ОРД в том случае, когда тощина раздела между эксплуатируемыми объектами не позволяет установить ЭЦН под разобщающим пакером. В данном случае все оборудование будет размещаться в надпакерной области.

Конструкции, приведенные на рисунках 10.1 и 10.2, характеризуются надежностью и простотой. Преимущества данной компоновки заключаются в минимальном использовании нестандартных деталей, подъемом НКТ без извлечения пакера, возможностью регулирования объема добываемой жидкости по верхнему и нижнему пластам, возможностью смены верхнего вставного штангового насоса на другой типоразмер без подъема НКТ и насоса ЭЦН, а также в плане оптимальной стоимости оборудования. При необходимости замены ЭЦН ремонт производится без подъема пакера разделяющего объекты разработки. Схема ЭЦН+ШГН позволяет производить технологические обработки и закачку реагентов через затрубное пространство с целью очистки лифта, штанг и насоса ШГН от отложений АСПО, а также отводить газ из затрубного пространства из под разобщающего пакера. Для промывки насоса ЭЦН спуск кабеля с капиллярной трубкой.

Истинные параметры дебита и обводненности продукции в скважине определяются остановкой одного из насосов (чаще всего ШГН) после вывода установки на стабильный режим, осуществляется замер дебита работающего насоса, соответственно дебит остановленного определяется вычитанием дебита работающего насоса из суммарного дебита. Однако остановка насоса может привести к заклиниванию насоса при запуске, вследствие оседания механических примесей. Поэтому, как правило, количество остановок для уточнения замеров определяется по мере необходимости получения промежуточных значений по дебиту и обводненности.

При необходимости, в данной конструкции, вместо ЭЦН возможно использование ЭВН.

Тульский объект (пласты C - III, C - IV). С целью создания предельно допустимого забойного давления, равного 0,75 Рнас (4,31 МПа) динамические уровни рекомендуется поддерживать в пределах от 1062 м до 1174 м.

Для создания оптимальных условий работы ШГН рекомендуется погружать под динамический уровень жидкости на глубину от 60 до 256 м, давление на приеме насоса составит, при этом, от 0,7 до 2,2 МПа, в зависимости от степени обводненности продукции. Глубина спуска насоса составит от 1234 до 1318 м.

Глубина погружения ЭЦН под динамический уровень жидкости, обводненность которой не превышает 60 %, составит от 225 до 646 м с целью создания оптимального давления на приеме насоса от 2,3 до 5,6 МПа. Глубина спуска компоновки, при этом, составит от 1368 до 1542 м, в зависимости от степени обводненности продукции.

При обводненности продукции свыше 60 %, для создания оптимального давления на приеме насоса, равного 2,3-3,4 МПа, глубину погружения ЭЦН под динамический уровень жидкости следует поддерживать в пределах от 219 до 304 м. Глубина спуска компоновки, при этом, составит от 1362 до 1479 м, в зависимости от обводненности.

Турнейский объект (пласт Ct - I). Нефть турнейских отложений высоковязкая (58,3 мПа^.с), что накладывает ограничение на снижение забойного давления ниже оптимального, равного давлению насыщения.

С целью создания оптимального забойного давления, равного 3,63 МПа динамические уровни рекомендуется поддерживать в диапазоне от 1090 до 1178 м.

Для создания оптимальных условий работы, ШГН рекомендуется погружать под динамический уровень жидкости на глубину от 54 до 79 м, давление на приеме насоса составит, при этом, от 0,6 до 1,6 МПа, в зависимости от степени обводненности продукции. Глубина спуска насоса составит от 1232 до 1269 м.

Глубина погружения ЭЦН под динамический уровень жидкости, обводненность которой не превышает 60 %, составит от 140 до 399 м с целью создания оптимального давления на приеме насоса от 1,5 до 3,5 МПа. Глубина спуска компоновки, при этом, составит от 1381 до 1489 м, в зависимости от степени обводненности продукции.

При обводненности продукции свыше 60 %, для создания оптимального давления на приеме насоса, равного 1,4-2,2 МПа, глубину погружения ЭЦН под динамический уровень жидкости следует поддерживать в пределах от 137 до 190 м. Глубина спуска компоновки, при этом, составит от 1290 до 1369 м, в зависимости от обводненности.