Материал: Проектирования выкидных линий от скважины, оборудованной винтовой насосной установки до автомат-групп замерной установки на месторождении Башенколь

Рисунок 2.6 - Приводная головка УЭВН с верхним приводом

Рисунок 2.7 - Редуктор приводной головки

Небольшие размеры и низкий уровень шума ставят проектируемый винтовой насос в выгодное положение с точки зрения их использования в городских условиях (рисунок 2.6-2.7). Компактность насосной установки обеспечивает прекрасную возможность использования этой системы на участках территории с повышенным количеством скважин и на морских нефтяных платформах.

2.2 Автоматизированная групповая замерная установка

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования. Характеристика показателей эксплуатации скважин

Исходя из энергетической характеристики месторождения в период пробной эксплуатации предусматривается применять фонтанный способ. Устьевое оборудование будет стандартным, устье скважин оборудуется колонной головкой ОКК1-21-146х245мм с фонтанной арматурой АФК1 65х21.

Внутрискважинное оборудование - колонна НКТ 73х5,5мм.

В начале пробной эксплуатации скважины предполагается эксплуатировать на естественном режиме фонтанным способом. В случае прекращения фонтанирования в качестве основного способа эксплуатации, предлагается механизированный с винтовыми насосами с поверхностными приводами (ВП). Выбранное оборудование должно обеспечить максимальный отбор жидкости по скважинам, предусмотренный в рекомендуемом варианте.

При фонтанном способе эксплуатации скважины работают на 3-7 мм штуцере со средним дебитом жидкости 45,7 т/сут, при последующей обводненности в среднем 10%.

Скважины для пробной эксплуатации оборудованы одноступенчатыми фонтанными подъемниками, состоящими из труб диаметром 73 мм.

Учитывая физико-химические свойства нефти на месторождении Блиновское при значительном отложении парафина, смол и возможной обводненности, рекомендуется применять винтовые электронасосы. В связи с переходом с фонтанного на насосный способ добычи нефти винтовыми системами, верхняя часть фонтанных арматур демонтировалась и фонтанная арматура совмещалась с приводными головками винтовых насосов.

При механизированном способе эксплуатации рекомендуется применять три вида винтовых насосов ("Мойно", "Гриффин", "Протекс") различных модификаций, которые работают с производительностью 16-60 м³/сут на 1000 оборотов в минуту и мощностью 11 и 15 KW. Возможная глубина спуска насосов на НКТ диаметром 73 мм колеблется от 890 до 1005 м.

Контроль работы ВП будет осуществляться отбивкой динамического уровня и замером затрубного давления, по результатам которых устанавливаются параметры работы установки: дебит при необходимом напоре, крутящий момент, потребляемая мощность и скорость вращения ротора. С целью оптимизации работы скважин и уточнения фактической продуктивности коллектора следует проводить исследования на установившихся режимах, приурочивая их к геолого-техническим мероприятиям. Исследование скважин, оборудованных винтовым насосом, заключается в регистрации уровня и дебита при работе скважин на разных режимах, которые устанавливаются уменьшением и увеличением скорости вращения ротора, т.е. числа оборотов в минуту (снижая и увеличивая производительность насоса).

·        Фонтанирование скважин в условиях эксплуатации месторождения является обоснованным и рациональным только в том случае, когда выполняется условие, при котором устьевое давление достаточно для пробной эксплуатации системы сбора и транспорта нефти на промысле и при этом обеспечивается планируемая добыча нефти.

·        Предполагается, что система сбора и транспортировки нефти будет предусматривать работу скважин в режиме фонтанирования. Следовательно, эксплуатация скважин должна осуществляться фонтанным способом, непосредственно после их заканчивания.

·        Обоснование условий фонтанирования и выбор оптимальных режимов работы скважин должно основываться на результатах гидродинамических исследований.

·        Механизированный способ добычи, рекомендуемый для эксплуатации закончивших фонтанировать скважин, с использованием ВП, является эффективным и рациональным в условиях эксплуатации месторождения (пескопроявления, влияние парафина, обводненность и др.), поскольку благодаря конструктивным особенностям поддерживается постоянное (не пульсирующее) всасывание, которое заставляет флюид двигаться в фиксированном объеме, прямо пропорционально скорости вращения ротора.

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.

Для фонтанирования скважин необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа и при работе подъемника на оптимальном режиме забойные давления обеспечивали бы необходимую депрессию для получения проектного дебита.

Учитывая высокую парафинистость (7,94-26,4%), смолистость (до 13,85%) и небольшое содержание растворенного газа в продукции скважин (4,82-43,9 м³/т), в том числе при отсутствии закачки воды для поддержания пластового давления, на новых проектных скважинах срок рентабельного фонтанирования будет не более года с даты вступления их в эксплуатацию. При этом диаметр подъемника при фонтанном способе эксплуатации должен составлять 73 мм.

По условиям эксплуатации месторождения, для фонтанных скважин выбирается фонтанная арматура тройникового типа АФК1-65х21МПа ГОСТ 13846-84 с рабочим давлением 21 МПа, проходным диаметром ствола и боковых отводов 65 мм с ручным способом управления запорными устройствами (задвижками). Боковые отводы арматуры оборудованы штуцерами для установления необходимых устьевых давлений с целью регулирования дебита скважин.

Из условий эксплуатации месторождения определена компоновка подземного оборудования, которая состоит из фонтанного однорядного подъемника диаметром 73 мм, обоснованного выше и направляющей воронки на конце колонны, для успешного проведения исследовательских работ со спуском прибора на забой, а также для улавливания большей части газа для предотвращения работы скважин с пульсацией. При возможном переводе скважин с фонтанного на механизированный способ добычи, применяемые подъемные трубы (НКТ) можно использовать и в дальнейшем с соответствующим внутрискважинным оборудованием.

Практика эксплуатации добывающих скважин на различных месторождениях позволяет выделить ряд основных параметров при выборе механизированного способа эксплуатации.

В качестве основных показателей при выборе способа эксплуатации для месторождения Блиновское рассмотрены технические, технологические, эксплуатационные и социальные аспекты вопроса. Ввиду отсутствия прямых дифференцированных данных из-за постоянного хаотического изменения цен определить границы технико-экономических показателей применения различного нефтедобывающего оборудования на данный момент затруднительно.

Винтовые насосы с поверхностным приводом эффективны при откачке нефти с высокой парафинистостью и значительном проценте выноса песка. При выборе насоса, если необходимый дебит лежит в верхней половине интервала скоростей, лучше выбрать насос с большой производительностью и установить меньшее число оборотов. При появлении песка и для полного выноса его с забоя скважины, насос рекомендуется спускать до верхних дыр интервала перфорации. Эксплуатацию скважин следует начинать с минимальных оборотов с последующим выводом на оптимальный режим исходя из динамических уровней и намеченных технологических режимов.

Эти же насосы используются в средах с нижеследующими характеристиками:

·        Оптимальные решения для установки на мелких и средних глубинах для выкачивания объёмов продукции от 0,1 до 600 т/сут;

·        Извлекает продукцию с большей долей песка, чем электрические погружные и скважинные насосы;

·        Непрерывность подачи (отсутствие пульсации) благоприятно влияет на вынос песка из пласта;

·        Извлекает продукцию с высоким коэффициентом газа в нефти без дополнительных ротационных и неподвижных газовых сепараторов;

·        Извлекает тяжёлые вязкие жидкости, не понижая производительности и не повышая потребления энергии;

·        Обладают свойством перекачивать коррозийные жидкости без использования внутренних деталей, изготовленных из дорогостоящих сплавов и керамики;

·        Повышают общую производительность и снижают потребление энергии;

·        Снижают затраты капитала и проектных вложений;

·        Сокращают ремонтные расходы уже имеющегося оборудования;

·        Сокращают расходы на установку и персонал в связи с уменьшением объёма работ;

·        Небольшой надземный привод и низкий уровень шума;

·        Широкий выбор эластомера для различного применения;

·        Широкий диапазон продукции;

·        Привод применим для больших нагрузок на колонну штанг;

·        Отсутствие клапанов и, следовательно, отсутствие проблемы газовых "пробок", в отличие от электрических погружных насосов;

·        Не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду;

·        Длительность срока службы.

С ростом обводненности свыше 50% могут возникнуть проблемы, связанные с отложениями солей карбонатного типа (CaCO₃, MgCO₃) в подземном оборудовании и призабойной зоне пласта, а также в печах подогрева при подготовке и перекачке нефти. Поскольку не имеется проанализированных проб пластовых вод месторождения.

Пластовые воды меловых продуктивных горизонтов по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,04 - 1,051 г/см³. Величина минерализации варьирует от 55,23 г/дм³ до 74,27 г/дм³. Воды жесткие, величина общей жесткости изменяется от 149 до 221,74 мг-экв/дм³, горячие (t>30 ^оС), слабощелочные рН = 6,42-7,5. Содержание ионов в водах приведено в таблице 2.3.5.

Пластовые воды фундамента по классификации В.А. Сулина представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы, плотностью 1,076 г/см³. Минерализация вод фундамента достигает 107 - 110 г/дм³. Воды хлоркальциевого типа. Величина общей жёсткости достигает 894,6 мг-экв/дм³. Воды сильно метаморфизованы. Коэффициент метаморфизации достигает 0,72. Воды щелочные, рН = 8,44, весьма горячие (t = 85,8 ^оС). Лития в пластовых водах фундамента содержится до 4,1 мг/дм³, стронция - до 276,3 мг/дм³, фтора - до 14,5 мг/дм³, бора - до 167,6 мг/дм³. Приток воды из фундамента незначителен.

Режим работы залежей - упруговодонапорный.

Наличие в составе нефти месторождения значительного содержания парафина и смол способствует их отложению на стенках НКТ и осложнениям в добыче.

В ППЭ для предупреждения застывания на надземном и подземном оборудовании добываемой нефти под влиянием парафина рекомендовалась прокладка кабельных электрических линий от ГУ для подключения к ним саморегулирующихся кабелей марки 23FSLe2CT в комплекте с терморегуляторами (до 30 м на скважину). Этими кабелями армируются корпуса колонных головок и фонтанной арматуры под теплоизоляционным покрытием. Подключение кабельной комплектации устья скважины от питающих силовых кабельных линий ГУ производится от щитов управления СУС-22.

Однако, при использовании в зимний период самогреющего кабеля внутри ГУ-1 на технологической линии, желаемый результат не был получен.

Учитывая технико-экономические обоснования, рекомендуется применять следующие методы:

·        устьевые нагреватели УН-02 для скважин, расположенных вдали от ГУ;

·        для скважин, расположенных вблизи от ГУ - электрические самогреющие кабели;

·        для новых проектных добывающих скважин использовать НКТ с гладкими защитными поверхностями.

Рекомендуется применять для предупреждения парафиноотложений ингибиторы - химические вещества, небольшие (0,01 - 0,02%) добавки которых к нефти способны замедлять процесс образования отложений. Удаление уже отложившихся АСПО рекомендуется осуществлять механическим, химическим или тепловым методами.

Применение ингибиторов парафиноотложений осуществляется тремя способами: установкой глубинных дозаторов на хвостовике насоса и дозировочных насосов в затрубное пространство скважины, а также периодической заливкой реагентов в скважину через устройство типа капельницы.

В качестве ингибиторов парафиноотложений рекомендуются реагенты ряда СНПХ (поставщик - Уруссинский опытно-химический завод, Республика Татарстан). Удельный расход 100 г/т добываемой нефти.

Применение ингибиторов парафиноотложений целесообразно на скважинах с дебитом не менее 45 т/сут при обводненности до 10 %.

Применение ингибиторной защиты позволяет только замедлить процесс отложения парафина, но не прекратить полностью. Тем более в составе нефти присутствуют смолы и асфальтены, на которые ингибиторы парафиноотложений влияние не оказывают. Таким образом, возникает необходимость периодической очистки призабойной зоны пласта и подземного оборудования скважин от АСПО не реже двух раз год. Для удаления АСПО со стенок НКТ необходимо периодически закачивать в затрубное пространство скважин горячую нефть (на основе легких и ароматических углеводородов в присутствии ПАВ), перегретого пара или паро-воздушной смеси. Под действием повышения температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидных линий. Для выработки пара можно использовать передвижные паровые установки ППУА-1200/100, для депарафинизации скважин горячей нефтью - АДПМ.

Для очистки выкидных линий от АСПО рекомендуется периодически запускать резиновые шары (торпеды).

Добиться продуктивности скважин особенно трудно там, где пластовые пески склонны к разрушению. При выносе песка наиболее существенным осложнением является образование песчаных пробок в эксплуатационных и лифтовых колоннах скважин, которые ограничивают ее производительность. Для восстановления продуктивности скважин обычно используют следующие методы:

·        удаление пробки промывкой или желонированием;

·        установка на забое скважин специальных средств задержания песка;

·        снижение дебитов в целях уменьшения интенсивности выноса песка из пласта в скважину;

·        увеличение скорости движения жидкости в трубах, либо применение лифтовых труб меньшего диаметра.

Наиболее простым методом является установка средств механического задержания песка. Для этой цели используются проволочные, щелевые и намывные гравийные фильтры. При применении этого метода борьбы с пескопроявлениями важным конструктивным аспектом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравия по отношению к диаметру частиц выносимого из пласта песка.

Рекомендуя применение гравийных фильтров в виде щелевых с гравийной насыпкой для месторождения можно дать следующие конструктивные размеры щелей и диаметр гравия:

.        диаметр щелей принять равным двукратному диаметру 50% отсева песка или 0,5 мм;

2.      диаметр гравия принимать равным 8 - 10-кратному диаметру 90% -ного отсева на кривой гранулометрического состава пластового песка (0,25) или 2,0 - 2,5 мм.

Применение щелевых фильтров с гравийной насыпкой не требует специальной конструкции забоя скважин.

Существующие методы борьбы с выносом песка условно подразделяются на:

химические способы (обработка песка в пласте);

механические способы (перекрытие песка на забое).

К химическим методам относят искусственное закрепление рыхлых песков путём ввода в пласт цементирующих веществ или образования их непосредственно в пласте путём окисления нефти.