Смекни!
smekni.com

Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 13 из 29)

Таблица 3.12

Основное техническое оборудование для эксплуатации

механизированных скважин

Наименование оборудования

Тип оборудования.

Предприятие-изготовитель

УЭЦН

Устьевая арматура

АФКЭ 1-65*210 “СТАНКОМАШ” г. Челябинск

АФЭН 21-65

Насосные установки

УЭЦН

УЭЦНМ5 20-250 ОАО “АЛНАС” г. Альметьевск, ОАО “Борец” г.

Москва, Завод “ЛЕМАЗ” г. Лебедянь.

Кабель

КПБП, КПБК ОАО “Подольсккабель”

УШГН

Устьевая арматура

АФКШ65/65*14К1,21ХЛ Воронежский механический завод, АШ-65*21-4Ф малогабаритная ОАО “Корвет” г. Курган.

Насосы

НВ 32-44 Пермская компания нефтяного машиностроения (ПКНМ), г.

Краснокамск

Штанги

ШН, ШНЦ, ШНСЦ 13-28 сталь 20Н2М, 15Н3МА, с обработкой ТВЧ -

ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер

Станки-качалки

ПШГН-8-3 ПО “Уралтрансмаш”

г. Екатеринбург, “Ижнефтемаш”г. Ижевск

Рекомендации по повышению надежности работы насосного оборудования

Для повышения надежности работы скважинного оборудования необходимо обеспечить качественное строительство скважин с соблюдением регламентирующих норм искривления ее ствола в интервалах спуска и установки насосов.

Опыт эксплуатации Хохряковского месторождения с широкомасштабным проведением ГРП указывает на проблемы выноса пропанта из скважин и преждевременные отказы погружного насосного оборудования (в первую очередь УЭЦН). В начальный период вывода скважин на режим (7-10 дней) содержание мехпримесей с пропантом составляет 200-400 мг/л, иногда до 1000 мг/л и более, в дальнейшем вынос мехпримесей снижается и стабилизируется в пределах 50-20 мг/л.

Для улучшения работы УЭЦН рекомендуется:

применять износостойкие установки, предназначенные для жидкостей

с КВЧ до 1250 мг/л, а также применять стационарные забойные фильтры и фильтры спускаемые вместе с УЭЦН (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск). применять на всем фонде УЭЦН телеметрические системы (ТМС) контролирующие давление, температуру на приеме насосных установок как отечественного, так и импортного производства (ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск, “Манометр» г. Москва, американские системы ТМС- ESP). запуск УЭЦН и вывод на режим рекомендуется осуществлять с помощью передвижных или стационарных тиристорных пускорегулирующих устройств - (ОАО “АЛНАC” г. Альметьевск, НПФ “ИРБИС” г.

Новосибирск), что обеспечит мягкий пуск двигателя и значительно снизит число повторных и преждевременных ремонтов. Кроме этого установка позволяет сокращать депрессию, а, следовательно, и вынос пропанта на скважинах после ГРП.

применять межсекционные соединения против расчленения и «полетов» модулей ЭЦН.

применять амортизаторы и центраторы уменьшающие вибрацию и

повреждение кабеля.

Для успешной работы УШГН рекомендуется: применять износо-коррозионностойкое насосное оборудование и устройства, защищающие скважинное оборудование от мехпримесей – фильтры (ОАО “Тюменский моторный завод”).

от произвольного отворота штанг рекомендуется устанавливать по

длине колонны 3-5 вертлюжков. В интервалах интенсивного искривления ствола скважины необходимо устанавливать роликовые центраторы.

В таблице 3.13 приведены вспомогательные устройства рекомендуемые для повышения надежности подземного насосного оборудования.

Таблица 3.13

Вспомогательное оборудование

Наименование изделия

Технологическая функция изделия

Предприятиеизготовитель

УЭЦН

Межсекционные соединения против расчленения модулей и

«полетов»

Исключает расчленение УЭЦН

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Телеметрические системы давления и температуры Контроль за давлением и температурой на приеме насосных установок

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск, “Манометр» г. Москва, американские системы

ТМС- ESP

Амортизатор

Препятствует передаче вибрации от ЭЦН на колонну НКТ

ОАО “ТТДН” г.

Тюмень

Газовый сепаратор

Увеличивает содержание свободного газа у двигателя насоса до 55%

Завод “ЛЕМАЗ” г. Лебедянь, ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Фильтр

Снижает износ ЭЦН

ОАО “АЛНАC” г.

Альметьевск

Центратор

Исключает мехповреждения кабеля, крепит кабель к НКТ

ОАО “ТТДН”

Передвижная установка

Преобразователя частоты

Вывод скважин на режим

ОАО “АЛНАC”

г. Альметьевск, НПФ

“ИРБИС”

г. Новосибирск

Передвижная установка уда-ления

АСПО на базе МТЗ-80

Механическая очистка лифта

ОАО "Нефтемаш" г. Тюмень

УШГН

Центраторы и скребки-центраторы

Снижение обрывности штанг,

Очистка от парафина

ОАО “Очерский машиностроительный завод” г. Очер

Штанговый вертлюжок

Защита от отворота штанг

ОАО “ТТДН”

Штанговращатель

Равномерный износ штанг

ОАО “ТТДН”

Хвостовик с газосепаратором

Снижает забойное давление до 2.0-2.5 МПа

ОАО “ТТДН”

Фильтр

Повышение наработки на отказ ШГН

ОАО "Тюменский моторный завод"

На части скважин в зонах совмещения контуров нефтенасыщенных пластов ЮВ11-3 и ЮВ2 может быть принято решение о переводе их на одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), с разобщением пластов скважинным пакером и подземным спецоборудованием обеспечивающих поддержание по пластам заданных депрессий.

Одновременно-раздельная эксплуатация позволяет при определенных условиях /3, 4/ интенсифицировать систему разработки, ввести в разработку непромышленные пласты, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения.

Принципиальные схемы компоновки скважинного оборудования для ОРЭ с использованием УЭЦН и УШГН приведены на рисунке 3.10,

3.11.

Рис. 3.10. Схема компоновки скважинного оборудования для

ОРЭдвух пластов одной скважиной, оборудованной УШГН

1-скважина; 2-колонна штанг; 3-колонна НКТ; 4-замок вставного

насоса;

5-вставной насос; 6-смеситель; 7-герметизатор; 8-обратный клапан; 9штуцер;


71

10-пакер; А-верхний пласт; Б-нижний пласт.

Рис. 3.11. Схема компоновки скважинного оборудования для ОРЭ двух пластов одной скважиной, оборудованной УЭЦН

1 - колонна НКТ; 2-скважина; 3-электроцентробежный насос; 4подземная скважинная компоновка; 5-забойный штуцер; 6-пакер; А –

верхний пласт, Б – нижний пласт.

Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии. В части технического обеспечения отечественными разработками накоплен значительный опыт одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин с использованием газлифтного способа добычи. Сложнее обстоит дело при одновременно-раздельной эксплуатации пластов с использованием установок ЭЦН и ШГН. Здесь рекомендуется использовать опыт Сургут НИПИнефть, НИИ «СибГеоТех» г. Нижневартовск.

НИИ «СибГеоТех» разработана техническая документация:

• РД-39-12-016-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УЭЦН;

• РД-39-12-017-2003 «Технология одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов скважиной, эксплуатируемой УШГН.

Технология включает:

- подбор компоновки (комплектация внутрискважинного

оборудования);

- инженерное сопровождение по учету и оптимизации отборов жидкости из каждого пласта;

Из зарубежных разработок рекомендуется использовать опыт фирм Шлюмберже, Бейкер, Камко.

Прогнозные показатели эксплуатации и потребность в скважинном и устьевом оборудовании

Прогнозные показатели эксплуатации вновь пробуренных скважин и потребность в добывающем и устьевом оборудовании этого фонда скважин приведены в таблице 3.14.

Таблица 3.14 Прогнозные показатели потребности в скважинном и устьевом оборудовании

Показатели

Годы

Ввод новых скважин, всего

11

15

15

27

30

30

30

30

10

-

-

-

-

-

-

-

198

Средний дебит по жидкости, м3/сут.

78

84

77

43

25

18

16

15

12

-

-

-

-

-

-

-

-

Обводненность, %

7

9

18

28

28

29

31

32

32

-

-

-

-

-

-

-

-

Ввод скважин ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Штанги, тыс.м.

3,4

5,1

5,1

8,5

10,2 10,2 10,2 10,2

3,4

-

-

-

-

-

-

-

66,3

Станки-качалки, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Станции управления для ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

НКТ (73мм), тыс.м.

3,4

5,1

5,1

8,5

10,2 10,2 10,2 10,2

3,4

-

-

-

-

-

-

-

66,3

Фонтанная арматура ШГН, шт.

2

3

3

5

6

6

6

6

2

-

-

-

-

-

-

-

39

Ввод скважин ЭЦН, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

ПЭД, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

Станции управления для ЭЦН, шт.

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

Газосепараторы, шт.

4

6

6

11

12

12

12

12

4

-

-

-

-

-

-

-

79

Кабель для ЭЦН, тыс.м.

18

24

24

44

48

48

48

48

16

-

-

-

-

-

-

-

318

НКТ (73мм), тыс.м

18

24

24

44

48

48

48

48

16

-

-

-

-

-

-

-

318

Фонтанная арматура ЭЦН,

9

12

12

22

24

24

24

24

8

-

-

-

-

-

-

-

159

шт.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ