CC BY
77ПАВ, то есть обеспечение искусственных условий обращения фаз.
Минерализация пластовой воды может стать основной причиной образования трудно разрушающихся эмульсий. Практика показала, что если общая минерализация пластовой воды выше 180 g/dm , то для процесса разрушения эмульсии требуются дополнительные затраты.
Дисперсность - водонефтяная эмульсия типа В/Н относится к полидисперсным системам. На стабильность эмульсии влияние оказывает размер глобул воды удерживаемых в нефти. Важен состав бронирующей оболочки вокруг капель диспергированной воды. Бронирующая оболочка упрочняется, если в составе нефти и пластовой воды имеются стабилизаторы эмульсии (эмульгаторы), а также со временем при длительном хранении бронирующая оболочка окисляется, а микроглобулы размером
менее 1,0 JUm стабилизируются с образованием кластеров способных удерживать и растворять в себе большое количество воды и механических примесей (до 90 % и более). Разрушение таких застарелых эмульсий сложно, поэтому следует руководствоваться правилом - добытую нефть обезвоживать как можно быстро.
Список литературы
1. Смирнов Ю.С. Применение деэмульсаторов для подготовки нефти на промыслах. -М: ВНИИОЭНГ. 1997
2. Позднышев Г.Н Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра. 1992-221с.
3. Губайдулин Ф.Р. и др. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти.//Ж. Нефтяное хозяйство. 2006. № 2 С 66-68
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, УСТЬЕВОГО И ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Шаяхметова Ж.Б.
К.т.н., доцент кафедры «НГД», АУНГимени С. Утебаева
Сулейменова Р.
Доторант 2 курса кафедры «НИ», Satbayev University Нурсапаева Б., Сабыр И., Романкызы А.
Магистранты кафедры «НГД», АУНГ имени С. Утебаева
JUSTIFICATION FOR THE SELECTION OF RECOMMENDED METHODS FOR OPERATING WELLS, WELLHEAD AND DOWNHOLE EQUIPMENT
Shayakhmetova Zh.
Candidate of Technical Sciences, Associate Professor department "OGD", A UNG named after S. Utebaev
Suleimenova R.
2-year student of the Department of "Oil Engineering", Satbayev University
Nursapaev B., Sabyr I., Romankyzy A.
Graduates of the department "OGD", AUNG named after S. Utebaev
Аннотация
Совершенствование и обоснование рациональной системы промышленной разработки и добычи нефти месторождения Сазанкурак согласно существующему Уточненному проекту разработки, а так же по установившемуся режиму эксплуатации пластов месторождения, принята технология выкачивания нефти винтовыми насосами. Такой вид эксплуатации хорошо зарекомендовал себя на всем протяжении производства работ по добыче.
Abstract
Improvement and justification of a rational system for industrial development and oil production of the Saz-ankurak field in accordance with the existing Revised development project, as well as according to the established mode of operation of the reservoir layers, the technology of pumping oil with screw pumps was adopted. This type of operation has proven itself throughout the production of mining operations.
Ключевые слова: нефть, вода, отложения, горизонт, эксплуатационный объект, балансовые, извлекаемые запасы нефти, коэффициент нефтеотдачи, темп отбора, скважина, сетка скважин, добыча нефти, дебит нефти и жидкости, заводнение, себестоимость, прибыль, эффективность.
Keywords: oil, water, sediments, horizon, operating object, balance, recoverable oil reserves, oil rate, selection rate, well, sustainability and sustainability.
Во время действия Дополнения к уточненному проекту разработки в эксплуатации будут находиться два объекта:
I объект - нижнемеловой и среднеюрский горизонты Центрального блока
II объект - включает меловой горизонт Северного блока в пределах Западного и Восточного поля и триасовый горизонт в пределах Западного поля Северного блока.
Свойства нефти в пластовых условиях изучались по пробам из продуктивных горизонтов М^2.
По меловому горизонту было отобрано 30 представительных глубинных проб. Нефть горизонта М имеет плотность в среднем 0,8915 г/см3. Газосодержание в среднем составляет 8,22 мЗ/т. Пластовые свойства нефти 12 горизонта имеют некоторые отличия. Пластовая нефть незначительно тяжелее, плотность в среднем 0,9013 г/смЗ, средняя величина газосодержания равна 10,1 мЗ/т. В поверхностных условиях нефти обоих горизонтов тяжелая. Плотности в среднем по горизонтам составляют 0,917 г/см3.
Эксплуатация скважин на месторождении ведется механизированным способом.
Применение винтовых насосов на данном месторождении обуславливает весьма гибкие показательные характеристики разработки. Из приведенной ниже таблицы 6.1.1 можно заметить, что применяемые насосы обеспечивают стабильные добывающие характеристики скважин, это при широком диапазоне добывных возможностей скважин, динамических уровней, а так же степени обводненности продукции.
Таблица1
Характерные показатели эксплуатации скважин винтовыми насосами
п\п № скв. глубина подвески насоса середина перфорации Тип насоса №ращ насоса Ндин Q жидк обв, % теоретич подача насоса произ-во-дитель-ность насоса
м м об\мин м м3/сут м3/сут
1 SK-31 292 323 9-РС-4 70 167 1,1 62,7 2,8 39%
2 F-30 291 349 9-РС-10 50 93 3,5 92,0 5 70%
3 SK-45 452 477 6-Ы-17 50 200 7,5 93,1 9 88%
4 SK-53 398 436 9-РН-18 70 74 11,5 5,0 13 91%
5 SK-55 417 453 9-РХ-31 50 Уст 15,1 96,0 16 97%
6 F-6 386 426 9-РС-10 270 42 17,3 55,3 27 64%
7 G-2 385 462 6-Ы-17 180 119 27,0 81,0 31 88%
8 SK-39 386 424 6-Ы-17 300 40 44,2 68,3 51 87%
9 SK-12 378 434 6-Н-32 200 147 48,9 64,1 64,0 76%
10 SK-11 398 453 6-Н-32 340 Уст 69,4 94,8 108,8 64%
11 SK-25 368 424 7-Н-64 150 74 91,1 88,0 96 95%
Обоснование выбора устьевого и внутрискважинного оборудования
Устья нефтяных скважин оборудованы фонтанной арматурой тройникового типа, рассчитанное на рабочее давление 14 МПа, с проходным сечением от 50 до 100 мм. По выкидным линиям от фонтанной арматуры продукция скважины направляется на ГЗУ и далее на УПН. Системы трубных и затрубных задвижек позволяют проводить гидродинамические исследования; геофизические исследования; подключать насосные агрегаты при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.
Привод винтового насоса расположен поверх фонтанной арматуры на крепежных соединениях. Ведомый шкиф вращает колонну штанг. Поодаль от устья располагается щит управления винтовым насосом: пульт включения-выключения, пульт изменения числа вращения.
Из условий эксплуатации месторождения определена компоновка подземного оборудования, которая состоит из однорядного подъемника (трубы (НКТ)) диаметром 73 мм, с проходным сечением 62 мм, т.е. с толщиной стенки труб - 5,5 мм, на котором крепится статор винтового насоса.
Внутри НКТ располагается колонна штанг, диаметром 19-22 мм, с центраторами, соединенная с ротором винтового насоса. Ниже статора устанавливается динамический анкер (якорь), предотвращающий отвинчивание колонны НКТ.
Механизированная добыча скважин I объекта является рекомендуемым способом эксплуатации, поскольку пластовые условия и свойства флюида не обеспечивают фонтанирование.
Исходя из рассчитанных нагрузок и приведенных напряжений (таблица 2), с учётом условий эксплуатации рекомендуется применять штанги марки 40У нормализованные. Необходимая потребляемая мощность предполагает применение взрывозащи-щенных электродвигателей с номинальной мощностью 22 кВт, с частотой вращения вала 1500 об/мин. Режим откачки устанавливается исходя из значений ожидаемых дебитов, начиная с минимальных значений диаметра моторного шкива. Для винтовых установок, эксплуатирующих скважины с высоковязкой продукцией (горизонт Ю-П), рекомендуется моторные шкивы диаметром не более 5,4 дюйма.
Принципы подбора винтовых насосов по требуемым техническим возможностям представлены в таблице 2.
Таблица 2
Подбор оборудования винтового насоса_
№№ Параметры ед. изм Пласт M+Ю
1 Планируемый дебит м3/сут 53
2 Глубина спуска насоса м 420
Насос: NTZ350*165ST16.4
3 Диаметр винта мм 53
Частота вращения 1/мин 461,67
Двигатель: TEFC-22
4 Частота вращения 1/мин 1500
Мощность двигателя кВт 22
Механический привод: NHD060DH20
Диаметр шкива мм 800
5 Передаточное отношение 3,3
Передаваемая мощность кВт 18,33
Макс. крутящий момент Н*м 379,36
Диаметр штанг мм 19-22
6 Удлинение мм 61
Допустимый крутящий момент Н*м 619
Оптимизация работы установок может осуществляться путём изменения глубины подвески насосов. Для оптимизации конструкции штанговых колонн, во избежание их обрывов, необходимо, чтобы допускаемое приведенное напряжение марок штанг, применяемых для спуска насосов, соответствовала рассчитанному приведенному напряжению (опр).
Эксплуатацию скважин следует начинать с минимальных оборотов с последующим выводом на оптимальный режим исходя из динамических уровней и технологических режимов. Преимуществом УШВН с верхним приводом по сравнению с УШГН является: простота конструкции и малая масса привода; отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки; простота транспортировки, монтажа и обслуживания; возможность откачки жидкостей высокой вязкости (ц > 200 МПа-с), с повышенным содержанием газа (до 50% свободного газа на приеме насоса) и механических примесей (до 400 мг/л); уравновешенность привода; постоянство нагрузок, действующих на штанги; равномерность потока жидкости; снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя; минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость; отсутствие клапанов в скважинном насосе.
ВШНУ рекомендуется применять для откачки жидкости дебитом 3^100 м3/сутки с напором до 1500 м. Регулирование подачи насоса ограничено изменением числа оборотов ротора. КПД установки составляет 50-90% при давлении на приеме насоса Рпр < 0,7 МПа. Эксплуатационные затраты ВШНУ зависят от долговечности эластомера статора.
Среднесуточный дебит скважин оборудованных винтовыми насосами колеблется в широких пределах: от 1,1 т/сут. до 100 т/сут. Статоры насоса спущены на НКТ диаметром 73 мм, а роторы на колонне штанг диаметром 19-22 мм. Всасы насоса во всех скважинах расположены выше интервала перфорации.
На устье скважин, оборудованных ВШНУ (фирмы "Мойно"), установлены электрические приводы, которые осуществляют вращение ротора насоса через колонну штанг. Режим откачки изменяется при изменении скорости вращения ротора путем установки сменных шкивов различного диаметра на электродвигателе.
Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический анкер (якорь); центратор или фонарь статора; упорный палец насоса.
Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фиксирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в радиальном направлении, допуская при этом их вертикальное перемещение. Включение в скважинное оборудование ВШНУ якоря обусловлено тем, что при правом (по часовой стрелке) вращении штанговой колонны реактивный момент, возникающий на корпусе статора насоса, работает на отворот резьб статора и НКТ. Якорь выполняется на базе фрикционного механизма, приводящего в действие плашки при возникновении крутящего момента. Якорь целесообразно использовать при больших крутящих моментах, обусловленных диаметром винта или давлением насоса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соединений НКТ.
Применяемые на месторождении винтовые насосы фирмы «Мойно» и «Протекс» соответствуют условиям эксплуатации месторождения. Обоснование допустимых депрессий на пласт и предельные дебиты скважин
Основным и главенствующим фактором, осложняющим процесс разработки месторождения, является высокая обводненность скважин, как следствие высокой вязкости нефти и низкого газового фактора (7,9 т/м3).
При существующих установившихся режимах добывающих скважин, методика обоснований депрессий на пласт формируется на детальном анализе дебитов. Необходимым условием контроля за работой скважин в существующих условиях высо-кодренированных пластов является исполнение ГИС контроля, метода ИННК, отслеживающего остаточную нефтенасыщенность в призабойной зоне.
Более 60% скважин добывающего фонда работают с высоким динамическим уровнем, в пределах от устья до 70 метров. При средневзвешенном пластовом давлении по месторождению 4,2 МПа, и забойных давлениях Рзаб = 3,2-3,8 МПа, депрессия на пласт в этих скважинах в среднем 0,42 МПа. Практически во всех скважинах продукция обводнена до 90% и выше в ряде скважин (26% фонда). Все скважины высокодебитные от 50 до 100 м3/сут по жидкости.
14 скважин работают при динамическом уровне от 140 до 200 м. Средние депрессии 0,14 МПа. Средняя обводненность нефти 60%.
9 скважин работают при Ндин, изменяющимся от 250 до 340 м. При этом депрессии на пласт составляют 0,24 МПа. Средние глубины залегания продуктивных пластов 430м. средняя обводненность этих скважин 53 % и все они низкодебитные до 10 м3/сут.
В практическом плане технологии для добычи высокообводненных скважин при высоких динамических уровнях сводятся к непрерывному контролю обводненности, а также сведении к минимуму изменение условий работы насосов, то есть эксплуатация при постоянных оборотах ротора винтового насоса.
Невысокий газовый фактор, значение давления насыщения 2,8 МПа по месторождению, создают возможности для широкого варьирования депрессий на пласт. Максимальная депрессия в пределах залежи может быть 1,4 МПа. При этом минимальное забойное давление будет составлять 2,8 МПа.
Предельные дебиты скважин определяются расчетными показателями Проекта по добыче, при этом учитывается характер увеличения обводненности продукции скважин при увеличении отбора. Применение методов контроля за разработкой, в частности построение КВУ, определения дебита скважин, также должно использоваться при составлении технологических режимов.
В данное время обустройство месторождения Сазанкурак завершено. Система сбора и транспорта нефти на месторождении осуществляется по однотрубной герметизированной напорной системе. Такая система позволяет сократить до минимума потери нефти и газа при сборе и подготовке нефти на месторождении. Подготовка нефти осуществляется непосредственно на самом месторождении термохимическим методом (обессоливание и обезвоживание).
Движение нефти осуществляется по следующей схеме: пласт - скважина - выкидные линии (0 108 мм) - групповая установка (ГУ) - внутрипро-мысловый нефтесборный коллектор (0 219 мм) -установка подготовки нефти (УПН) месторождения - товарные резервуары.
На трех групповых установках месторождения осуществляется автоматический поочередной (по скважинный) замер дебита жидкости (объем, расход, содержание воды, плотности и температуры) на автоматизированных групповых замерных установках (типа "Спутник") и тестовых емкостях. На ГУ газожидкостная смесь нагревается теплообменниками до температуры 300 С и здесь же в поток жидкости осуществляется ввод деэмульгаторов ЯР-6296 дозирующими насосами в количестве 60 г/т.
С групповых установок газожидкостная смесь по нефтесборному коллектору (0 219 мм) направляется на УПН месторождения. На УПН производится сепарация газа. Затем производится нагрев эмульсии теплообменниками «Альфа Лаваль» до температуры 800 С, осуществляется ввод химреагентов ЯР-6296 в количестве 40 г/т, ввод пресной воды и производится глубокое обезвоживание нефти.
Список литературы
1. Бабашева М.Н. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов Нсановской группы месторождений по состоянию на 01.03.1994г Атырау, КазНИГРИ, 1994.
2. Бабашева М.Н., Мазирова М. и др. Отчет «Оперативная оценка запасов нефти и растворенного газа и перевод запасов категории С2 в С1 по состоянию на 01.05.2003г», Атырау, ОАО «НИПИ Каспиймунайгаз», 2003г
3. «Проект разработки месторождения Сазан-курак», АО НИПИ «Каспиймунайгаз, 2005г
4. Фактические материалы по скважинам (2005-2014гг) ТОО «Сазанкурак».
