Проектное решение по разработке месторождения (стр. 16 из 22)
Для анализа был взят метод оптимизации увеличения типоразмера и увеличением глубины спуска УЭЦН.
Цель данных работ состояла в том, чтобы за счет понижения Рзаб, увеличить депрессию на пласт ,тем самым повысить приток из пласта. Оптимизация проводилась на скважинах, с которых можно было получить наибольший прирост.
В работу выбирались скважины и подбирались к ним УЭЦН, которые могли бы работать с выбраными параметрами и расчетными характеристиками.
Расчет и подбор типоразмера напора УЭЦН производился по программам (Subpump и Perform).
Для анализа были выбраны 123 скважины оптимизированные в 2003году.
На примере этих скважин был построин графики зависимости Qж,Qн,% от снижения Рзаб.Из данного графика мы видим
Рис 6.Параметры по сравнению Qж и Qн.
Рис 6.1.Параметры по Qн.
Рис 6.2 Параметры по Н2О.
Анализ показал по индикаторным кривым и ТМС зависимости Qж от Рзаб, что снижать Рзаб можно до 50атм, но в скважинах где Рпл выше 200 атм и прирост будет наблюдаться, причем практически эти скважины находятся в зоне влияния ППД и по ним прослеживается с увеличением отборов рост обводнения к примеру по скважине 1059 куст 75 Хохряковского месторождения, обводненость за 10месяцев работы увеличилась с 7% до 80%.
В скважинах где Рпл ниже 180атм снижение Рзаб до 50атм , явно получаем отрицательный эффект по росту Qж к примеру скв.106 куст 75 Хохряковского месторождения. Самое оптимальное для этих скважин Рзаб =0,6 Рнас .
Вывод:
1. Снижая Рзаб до 50 атм
2. Снижается наработка на отказ. Данные с прошлого года.
3. Рост % воды в продукции.
Это прослеживается на Хохряковском месторождении выводы должны повторно анализироваться.
Все анализируемые скв. Прошли ГРП по 2 раза(повышенный радиус питания)
Пример скв.610 куст 60 Хохряковского месторождения Рпл-220, где провели оптимизацию 22.12.2002 спустив 125-2100 на глубину 2320 после Э60-1700 гл.1800 с режимом 60/52/7 Нд-870м с влиянием ППД скв.510.Получили режим 112/78/15 Нд-1298.
23.05.03.спустили Э160-2100 гл.2420 режим 135/69/38 Нд-1750 скважина отказала по снижению изоляции . Спустили Э-125-2100,гл 2370 режим 76/47/25 Нд-2100 Рзаб-48атм.
Вывод: Оптимизация на данной скважине привела к увеличению депрессии на пласт, снижению Р заб., Соответственно пласт подвергается деформации, это пример, как теряется продуктивность скв. В этом случае, обратный возврат повышения Р заб. И снижению депрессии к положительному итогу не приводит.
Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в ОАО “ННГ” программе подбора. При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:
1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Qж, Ндин, Рпл определяется коэффициент продуктивности скважины.
Кпр =
(1)где Qж – дебит жидкости, м3/сут.;
Рпл – пластовое давление, кг/см2;
Рзаб – забойное давление, кг/см2.
Для вновь вводимых скважин Кпр определяется по результатам гидродинамических исследований.
2. Определяется оптимальное забойное давление
, позволяющее получить при данном Кпр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75÷0,8 от давления насыщения нефти газом.3. Исходя из значений оптимального забойного давления определяется динамический уровень
(2)где
- динамический уровень по вертикали, м;
- глубина залегания пласта по вертикали, м;
- оптимальное забойное давление, кг/см2.
- удельный вес газожидкостной смеси, г/см3.4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.
; (3)5. Определяется динамический уровень в стволе скважины
(м); (4)6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину
Нсп = Ндин + Нпогр/соsα ; (5)
Нпогр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.
7. Вычисляется планируемый дебит скважины при
где Qпл – планируемый дебит скважины, м3/сут;
Кпр – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут.ат.
8. Определяется требуемый напор установки
(м)гдеН – напор установки, м;
ΔΝ - поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др).
Для насосов производительностью:
- 20 ÷ 50 ì3/сут Δ Н ≈ 250м;
- 80 ÷ 125 ì3/сут Δ Н ≈ 180м;
- 200 и более Δ Н ≈ 100м;
9. По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемого значения напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.
10. В скважинах с осложнениями (вынос мех.примесей (песка), опасность разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.
Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса, приведенными в таблице 1.
Таблица 6.4.
| Месторождение | Пласт | Рекомендуемые глубины спуска для основных типоразмеров УЭЦН | ||||||||
| 50-1950 | 50-2100 | 80-1950 | 80-2100 | 125-2100 | 200-2000 | 250-2100 | 400-950 | 500-800 | ||
| 1. Хохряковское | Ю | 2000 | 2200 | 2050 | 2300 | 2150 | 2150 | 2150 | 1250 | 1100 |
11. При подборе типоразмера и глубины спуска УЭЦН является обязательным значение глубины погружения под динамический уровень в зависимости от обводненности, приведенной в таблице 2.
Таблица 6.5.
| Обводненность, % | 0-20 | 20-40 | 40-60 | 60-80 | 80 и более |
| Глубина погружения под динамический уровень не менее, м | 900 | 800 | 700 | 600 | 500 |
Расчетные показатели по месторождению
| 2 ЮВ 1 | Рнас | В | G | Uв | Uнс | Uг |
| 83 | 1.152 | 60 | 0.986 | 0.847 | 0.001258 |
| Показатели по скважине | |
| Lвип(верхний ин-л перфор) | 3086 |
| Lкр ( удлинение кровли) | 149 |
| H сп (глубина спуска) | 1550 |
| Lсп (удлинение на глуб спуска) | 83 |
| Qж (дебит скв) | 35 |
| %в (процент обводнённости) | 10 |
| Hдин (динамический уровень) | 1870 |
| Lудин (удлин на дин ур-нь) | 38 |
| Рб (давление на буфере) | 11 |
| Рзатр (затрубное давл) | 8 |
| Рпл (пластовое давление) | 210 |
| dлифта (в дюймах) | 2 |
| Нсппр(принимаемая глуб спуска | 2300 |
| Lпод реал | 1650 |
| Lудл пр | 89 |
| Данные расчёта | |||||||
| Uпл= | 0.817058 | удельный вес нефти пластовой | |||||
| Uнг= | 0.747 | удельный вес нефти с газом | |||||
| Рзаб= | 188.2411 | забойное давление при старом режиме | |||||
| Кпр= | 1.608536 | коэфф продуктивности | |||||
| Рзабmin= | 66.4 | минимальное забойное давление | |||||
| Qпот = | 230.9858 | максимальный расчетный дебит | |||||
| Lп.расч= | 2884.708 | (+удл) | длинна спуска при Qпот | ||||
| Lг = | 211.7469 | работа газа | |||||
| Lтр = | 16.5 | потери напора в трубах | |||||
| Рпнн = | 62.59 | потребный напор насоса на подъём жид | |||||
| Рзаб р = | 172.4272 | расчётное забойное давление для нового режима | |||||
| Qрасч = | 60.437 | ||||||
| Ндрасч= | 1757.79 | (+удл) | |||||
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ