Проектное решение по разработке месторождения (стр. 15 из 22)

Рис 5.9 График параметров.

На хохряковском месторождении установлено –75 ТМС за период с 2003 по 2005г 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 200м, можно точно рсчитать Рзаб используя исходные данные на приеме насоса давление по ТМС .где показано на таблице №6

Таб .6 . Параметры по Рдатчика Рзаб и Нд

Месторождение	Скв	Куст	Нвд	удл	Нсп_ЭЦН	Рзатр	Н₂О	pн	pв	Рдатчика	Рзаб	Ндин
1	2	3	м	м	м	м	%	г/см3	г/см3	атм	атм	м
Хохряковское	3502пг	62	2787	349	2504	24	11	0.823	1.011	52	72	2101
Хохряковское	238	29	2480	78	2420	5	8	0.823	1.011	40	45	1966
Хохряковское	32	964	2350	209	2200	19	8	0.823	1.011	37	48	1952
Хохряковское	714	11	2575	185	2542	15	25	0.823	1.011	49	52	2081
Хохряковское	1028	88	2445	54	2320	15	22	0.823	1.011	49	59	1883
Хохряковское	726	10	2 603	190	2402	14	53	0.823	1.011	62	79	1751
Хохряковское	391	43	2 484	62	2384	11	10	0.823	1.011	35	43	2074
Хохряковское	742	23	2 570	170	2380	11	8	0.823	1.011	33	47	2084

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. =	1010,66 0,61	= 4,45 mD
	14.6

На таблице 6.1. показаны параметры до оптимизации которые работали в установившемся режиме, после провидения исследований по ТМС, индикаторных кривых, и отжатия динамического уровня была сделана оптимизация 62/914 э80-2100на э160-210024/730 э50-2100 на э125-2100,83/3510 э80-2100 на э125-2100 где показана на таблице 6.2..

Таб.6.1. Параметры до оптимизации

№ п/п	Местор-е	Скв.			Куст	Параметры работы до ГРП
						Тип-р насоса	Нсп	Qж	Qн	%	Нд	Дата ГРП
1	Хохряковское	3510			83	80-2100	2220	82	61	11	1670	05.06.04
2	Хохряковское	730		24	50-2100		2540	96	69	13	1483	07.04.03
3	Хохряковское	914	62		80-2100		2260	90	70	6	1767	24.05.01

Таб. 6.2. Параметры после оптимизации по Микону и ТМС

Скв.	Куст				Тип-р насоса		Тип-р насоса			Нсп			Qж			Qн			%			Нд			Тип СУ	Т двиг	Рдавл	Рзаб_ пересч.	Ндин_ пересч.			Давл. T.защита
3510	83				TD-850		125-2100			2400			94			71,778			8			2231			Эл-04	73	35	36,4	2271			95			30
730		24		TD-850				125-2100			2540			103			87			13			1409		Эл-04	85	73	63,9		1761			95			30
914			62			TD-1200			150-2100			2450			101			74,6			11			2159	Эл-04	79	42	43,7			2308			95			30

По таблице 6.2..видно параметры, что понижения динамического уровня и Рзаб не снижает производительность насоса, По таблице 6.2.сравнение динамического уровня по Микону и по датчику давления пересчет динамического уровня разница составила 150м на скважине №914, скважина №3510 разница 40м скважина №730 разница 352м

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.