Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

6. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технология их реализации на Игольско-Таловом месторождении

Объединение "Томскнефть" ВНК разрабатывает 26 месторождений, за исключением Крапивинского месторождения – все месторождения находятся в стадии падающей добычи. Эксплуатационный фонд на 1.01.2000 г. – 3866 скважин, механизирова

нный фонд – 3207 скважин, фонд скважин оборудованных установками с электроцентробежными насосами (УЭЦН) – 922 скважины (28,7% от механизированного фонда). Средний дебит по нефти действующей скважины механизированного фонда составляет 11,9 т/сут. Обводненность продукции 67,3%.

Механизированным способом в объединении добывается 90,7 % нефти от общей добычи. Доля добычи нефти при помощи УЭЦН составляет 64% при среднем дебите 26 тонн в сутки. В 1995 году процент добычи нефти из скважин, оборудованными ЭЦН, составлял 55% при среднем дебите скважины 22 тонны в сутки.

Из технологического регламента выполнения работ с УЭЦН, который является руководящим документом для всех подразделений ОАО "Томскнефть" и смежников, участвующих в комплексе работ связанных с УЭЦН, на производственной территории Акционерного Общества следует, что установки предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. В комплект установки для добычи нефти входят электродвигатель с гидрозащитой, модуль – секции насоса, кабельная линия, наземное электрооборудование, комплект инструмента и принадлежностей для монтажа на скважине.

Пластовая жидкость – смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:

- максимальное содержание попутной воды – 99 %;

- водородный показатель попутной воды рН – 6,0-8,5;

- максимальная плотность жидкости – 1,4 гр/см3;

- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм × с;

- максимальная массовая концентрация твердых частиц - 0,1 г/л;

- максимальное содержание свободного газа на приеме насоса - 25%;

- при использовании газосепаратора содержание свободного газа в пластовой жидкости в зоне подвески насоса допустимо до 55% по объему;

- максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения - 0,01 г/л;

- для насосов коррозионно-стойкого исполнения - 1,25 г/л;

- максимальная температура – 90 ° С;

Скважины, в которых эксплуатируются установки, должны удовлетворять следующим условиям:

- минимальный внутренний диаметр скважины для каждого типоразмера насоса согласно технического описания на модуль-секции и двигатели;

- максимальный темп набора кривизны ствола скважины – 1,5°/10м;

- максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки – 25,0 МПа;

- в зоне работы установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 40°;

Правила подбора УЭЦН к скважине:

1. Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу и оптимизации, по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

2. Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: о коэффициенте продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данным инклинометрии; газовом факторе; давлениях - пластовом, давлении насыщения; обводненности добываемой продукции. Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти.

3. При использовании в расчетах "Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах" РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 21/10 м, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

4. В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

5. Результаты подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; особые условия эксплуатации: высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, содержание механических примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр. Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° / 10 м), заносятся в паспорт-формуляр.

В настоящее время на скважинах Васюганского НГДУ возникают трудности с выбором интервала установки погружного оборудования. При этом также следует отметить и то, что оборудование работает в более напряженных условиях по сравнению с техническими требованиями завода-изготовителя. В конечном счете все эти факторы влияют на долговечность работы оборудования и соответственно увеличивают затраты на его эксплуатацию.

В данный момент на скважинах Игольско-Талового и Крапивинского месторождений строго определены интервалы для установки внутрискважинного оборудования и обоснованы требования к ним.

При бурении скважин на Игольско-Таловом месторождении необходимо соблюдение следующих требований:

1. При реализации профилей наклонно направленный установлены следующие интервалы по вертикали, в которых категорически запрещается коррекция ствола скважины:

2. Во всех других интервалах допускается коррекция ствола скважины с пространственной интенсивностью искривления 1,50/10м.

3. Интенсивность изменения параметров кривизны в интервале установки ЭЦН не должна превышать 21/10 м с учетом погрешностей применяемых в измерительных системах.

4. Контрольный замер в интервалах указанных в п.1 необходимо производить не менее двух раз разными инклинометрическими приборами.

5 Интервалы, где зенитный угол составляет менее 20 градусов пространственную интенсивность кривизны определять только интенсивностью изменения зенитного угла, который не должен превышать 1,5 град./10м, так как практический анализ работы скважинного оборудования показал, что их МРП при зенитных углах до 20 градусов не зависит от изменений ствола скважины по азимуту.

С 1999 года в компании ЮКОС принята программа по интенсификации добычи нефти (ИДН). Она рассчитана на эксплуатацию фонда скважин, оборудованных УЭЦН. Программа интенсификации добычи нефти была начата в марте- апреле 1999 года. В основу программы положена компьютерная программа компании «Шлюмберже» Performance Well, позволяющая на базе промысловых материалов смоделировать работу пласта и оценить потенциальные возможности скважины. Задачей программы ИДН является снижение пластового давления до минимально возможного, тем самым достигаются условия для максимальной производительности скважины. Следует отметить, что на основании "Методики построения цифровой геологической модели нефтяных месторождений с использованием компьютерных технологий" ТомскНИНПИНефть, был проведен анализ разработки ряда нефтяных месторождений ОАО "Томскнефть" и установлено, что при уменьшении времени работы (жизни) скважины за счет интенсификации, значения КИН не уменьшаются.

 Скачать реферат