Смекни!
smekni.com

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
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