Рассветное месторождение

 

4.2.1.Анализ работы винтовых насосов  фирмы ”Гриффин“  
на Рассветном месторождении.

 

Погружные винтовые насосы на Рассветном месторождении начали внедряться с конца 1996г. В данный период винтовые насосы внедрены на десяти скважинах.

Погружной насос состоит из двух основных частей:

• скважинный насос (ротор, статор);

• узел устьевого привода;

Правильный монтаж этих компонентов  обеспечивают эффективную и безотказную работу установки. Так же большую роль играет подбор серии насоса и мощности электродвигателя.

Погружные винтовые насосы выпускаются  различных модификаций от25м³ максимальной производительности- до 600м³/сут. Характеристика насосов приведена в табл.

Вопрос очистки скважины должен быть рассмотрен перед монтажом скважинного винтового насоса. Извлечение обломков и накапливающегося песка со дна скважины должно осуществляться как можно с большей глубины, ниже интервала перфорации, и как минимум на два-три метра ниже планируемой глубины спуска насоса. Прием винтового насоса находится в зоне перфорации или ниже её.

Статор спускается в скважину на конце лифтовой трубы (НКТ).

Выбранная колонна лифтовых труб должна:

• быть достаточно большой (по диаметру), чтобы справится с ожидаемой скоростью потока;

• предупреждать разрушение при растяжении;

Колонна НКТ оснащается антивращающим  якорем, который устанавливается ниже статора. Якорь постоянно находится в зацеплении, снабжен механизмом аварийного расцепления и служит для противоразворота колонны НКТ.

Ротор спускается в скважину на конце  колонны насосных штанг, которые  оснащены дополнительными приспособлениями- центраторами. Конструкция центратора невращающего типа в НКТ и прямая форма закрылка муфты снижают  до минимума потери на трение, которые могли бы снизить добычу. Центратор насосных штанг может быть установлен после каждой штанги или только в критических точках контакта штанг с НКТ и максимального повышения добычи винтового насоса.

После спуска всей колонны штанг  необходимо произвести подгонку ротора с помощью подгоночных штанг.

При монтаже устьевого привода  важно обращаться с ним соблюдая меры безопасности, исключить повреждение  оборудования. Все узлы устьевых приводов фирмы ”Гриффин“ имеют конструкцию сквозного сальникового полированного штока. Привод и устьевая рама (совместно с сальником) с высокой точностью обработаны на станке и юстированы (приведены к совпадению всех отверстий) во время изготовления и сборки.

Эксплуатация системы винтового  насоса с поверхностным приводом включает в себя запуск электродвигателя, передающего усилие на устьевой привод, который вращает штанговую колонну и ротор винтового насоса по часовой стрелке. Привод винтового насоса оснащен замедлителем обратного вращения. Данный узел является неотъемлемой частью привода и обеспечивает безопасное управление высвобождения энергии штанговой колонны при остановке агрегата и при начале вращения штанг в обратном направлении. Различные компоненты устьевого привода нуждаются в регулировке перед запуском и во время работы системы для достижения наилучших рабочих характеристик.

Для винтовых насосов подбирались  скважины в основном многоремонтные со сложными условиями эксплуатации, т.е. скважины с эмульсиями парафиноотложениями.

На Рассветном месторождении при внедрении и эксплуатации погружных винтовых насосов из-за присутствия в скважинах эмульсии и активного парафиноотложения возникла проблема, связанная с малой мощностью эл.двигателей. Практически все скважины останавливаются из-за ”перегруза“ эл.двигателя привода насоса.

При внедрении в эксплуатацию винтовых насосов с поверхностным приводом, как на Рассветном месторождении, так и в целом по НГДУ ”Осинскнефть“ возникли следующие проблемы:

1.Необученность и неподготовленность  персонала к внедрению и эксплуатации винтовых насосов с поверхностным приводом.

          2.Малая  мощность эл.двигателей(11кВт), шедших  в комплекте с установками. На Рассветном месторождении мощность эл.двигателей 11кВт была недостаточна. Практически все скважины останавливались из-за ”перегруза“ эл.двигателя, хотя при подъёме подземное оборудование было чистым (скв. 153-Р).

3.Отсутствие специальных якорей. Якорь фирмы «Гриффин» шёл  в комплекте с одной установкой. С остальными установками были вынуждены оборудовать установку пакерами отечественного производства, которые служат для удержания колонны НКТ на весу, но не против разворотов колонны, как якорь фирмы «Гриффин».

Решив эти проблемы можно получить хорошие результаты по использованию винтовых насосов. Преимущество перед СК у них на лицо.

1.Уменьшение затрат на капитальные  расходы

Стоимость комплекта ВН -146тыс.руб.

В комплект входит:

• винтовой насос;

• устьевой привод;

• станция управления;

• якорь;

• колонна насосных штанг;

Монтаж винтового насоса вместе с установкой привода выполняет бригада ПРС. Поэтому здесь не требуется дополнительных вложений.

Монтаж СК включает в себя:

• стоимость СК -80тыс.руб.

• стоимость ШГН -4,5тыс.руб.

• стоимость СМР -  30тыс.руб.

• стоимость СУСГ   1тыс.руб.

• стоимость колонны штанг - 28тыс.руб.

• сервисное обслуживание СК -11тыс.руб.

Итого    154тыс.руб.

1.Уменьшение затрат на обслуживание  наземного оборудования

2.Надежность работы винтового  насоса.

   При правильном подборе  серии насоса и мощности эл.двигателя  винтовой насос без ремонта  должен проработать минимум 2-3 года.

3.Отсутствие клапанных узлов.

4.Широкий диапазон.

5.Увеличение МРП скважины.

6.Использование винтовых насосов  в скважинах со сложными условиями  эксплуатации (высоковязких жидкостей)

7.Уменьшение транспортных расходов. Несколько установок перевозятся на одном автомобиле (металлоемкость меньше в 15 раз по сравнению с СК).

 

4.3. Анализ эксплуатации  нагнетательных скважин.

4.3.1.Система поддержания  пластового давления.

 

Основные требования, предъявляемые  к нагнетаемой в пласт воде.

К числу основных требований, предъявляемых к нагнетаемой в пласт воде, относятся:

высокое ее качество, характеризующееся  небольшим содержанием механических примесей, эмульгированной нефти и железа;

инертность коррозии трубопроводов, отстойников и насосного оборудования;

отсутствие в воде сероводорода, углекислоты, водорослей и микроорганизмов, способствующих интенсивному развитию коррозии оборудования и существенному снижению приемистости нагнетательных скважин.

Пригодность воды, подлежащей нагнетанию в пласты, обычно в начале определяют в лабораторных условиях при фильтрации ее через естественные керны. Однако не всегда можно лабораторный эксперимент переносить в реальные условия. Более достоверные данные о ее качестве и оптимальном значении давления нагнетания можно получить лишь по результатам измерений глубинными расходомерами при пробных закачках воды в пласты. На основании только пробных закачек можно разработать эффективную технику и технологию, связанную с поддержанием пластового давления на весь срок разработки месторождения.

При оценке качества пресной воды, закачиваемой в пласт, определяют допустимое содержание взвешенных частиц, содержание железа и микроорганизмов. При оценке же качества сточных вод, кроме механических примесей и железа, определяют допустимое содержание эмульгированной нефти, а также состав и допустимое содержание солей которые могут образовать при контакте с пластовой водой хлопья и закупорить фильтрационную зону пласта. Поэтому для оценки химического состава сточных вод и вод, содержащихся в продуктивном горизонте, подлежащем заводнению, обязательно определение шести ионов: Cl, SO4, НСО3, Са, Mg, Na, а также плотности воды и рН. Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным.

Таким образом, допустимое содержание взвешенных частиц, железа, нефти и различного состава солей для каждого месторождения следует определять индивидуально в зависимости от характера коллектора, а также свойств содержащейся в ней воды (кислые рН<7, щелочные рН>7, нейтральные рН=7 воды). Для сохранения фильтрационных свойств пород необходим также постоянный контроль за развитием микроорганизмов и водорослей в призабойной зоне.

Наибольшее внимание следует уделять  сульфатным бактериям. Наличие в  воде ионов сульфатов – достаточное  условие для размножения бактерий и закупоривания пласта.

Режим работы яснополянской залежи Рассветного месторождения -упруго- водонапорный. Для поддержания этого  режима была применена система поддержания пластового давления.

 

Таблица 24 
Средние значения показателей, характеризующих работу  
нагнетательных скважин.

 

 

	Интервал изменения	Среднее значение	Количество скважин
Среднесуточная приемистость, м3/сут	до 50 51 - 70 71 и выше	12.4      62      87	43   2   2
Давление на устье  скважин, МПа	до 12.5 12.6 - 13.0 13.1 и выше	4.5    12.8    15.1	6    12   29

 

 

После организации циклического заводнения на залежь добыча нефти поддерживалась за счет увеличения отбора жидкости, что естественно привело к снижению Рпл и динамического уровня в скважинах.

 В 1998 г. была запущена УПСВ «Рассвет» и в залежь стала закачиваться подтоварная вода  в объеме 1000-1500 м³/сут. в постоянном режиме.

В целом это отразилось на работе залежи положительно: во-первых - подтоварная вода близка по своим свойствам пластовой воде, что исключает нарушение природного равновесия в пласте; во-вторых - вода поступает более адресно, так как раньше нагнетание велось одним агрегатом на все три залежи Рассветного месторождения и контролировать процесс циклического воздействия было очень сложно. Сейчас в яснополянскую залежь закачка ведется отдельным агрегатом 63 х 1400. Уже в настоящее время можно уверенно сказать (имеются аналитические результаты), что уменьшилась ремонтность добывающих скважин залежи, меньше стало срывов в работе, отсюда - стабильность добычи.

Если посмотреть на карту сравнения  динамических уровней за 1.01.2000г и 1.01.98 г., можно отметить существенное повышение (~ 200 м) значений Ндин в центральном  районе залежи (там, где и ведется  основная закачка), при этом роста  обводненности пока не отмечается.

Однако есть и отрицательная  сторон в существующей системе ППД - это повысившаяся ремонтность нагнетательного  фонда (скважины быстрее снижают  приемистость), но это можно устранить  качественной подготовкой воды.

После запуска УПСВ циклическое воздействие не восстановлено. Поэтому предлагается к рассмотрению организация циклической закачки на яснополянскую залежь Рассветного месторождения.

  На  сегодняшний  момент  система ППД  яснополянской   залежи  представляет  собой  централизованную  сеть  водоводов (рис. 4) ).Подтоварная  вода  в  объеме  1200-1500 м3  с  УПСВ  поступает  на  БКНС,  затем  через  агрегат  ЦНС  63*1400  распределяется  по  восьми  веткам  водоводов.

Осуществлять  циклическую  закачку  на  яснополянскую  залежь  предлагается  с  использованием  существующей  сети  водоводов.

Закачку  вести  в  2  цикла:

Нагнетание  ведется  через  в/в  к  ВРБ-9  ( 22 скважины )  в западную  часть  залежи.  Остальные  скважины  стоят.

Перекрывается  направление  на  ВРБ-9, открываются  остальные  ВРБ  (25  скважин)  и  закачка  ведется  в  восточную  часть  залежи.

В  западной  части  нагнетательные  скважины  на  текущий  момент  по  замерам  прибора  принимают ~ 635 м3/сут,  по данным  геофизики  эти  скважины  могут  принимать  ~  1429 м3/сут.  В восточной части приемистость  схожая  636 м3/сут и 1456 м3/сут соответственно.

Компенсации  также  распределены  примерно  поровну: западную  часть  – 236 % (в среднем), восточную  часть-182 %. Это  означает,  что  и  добыча в  этих  частях  залежи  совпадает.

Таким  образом,  при   предлагаемом  разделении  нагнетания  мы  создаем  циклическое  заводнение,  как  по  площади,  так  и  по  разрезу,  а  залежь  при  этом  делится  примерно  на  две  равные  части.

4.4. Осложнения при эксплуатации скважин.

 

При работе скважин часто встречаются  условия, осложняющие работу скважинного оборудования (отложения парафина, гипса, обводнение скважинной продукции и т.д.), а также выход из строя самого оборудования (обрыв штанг, утечки в трубах, в клапанах глубинно-насосной установки и т.п.).

Основными осложнениями при эксплуатации добывающих скважин являются отложения парафина и асфальто-смолистых веществ. Они, осаждаясь на стенках скважин, снижают пропускную способность насосно-компрессорных труб.

Основными методами борьбы с осложнениями этого типа является пропарка оборудования и НКТ, промывка горячей нефтью, применение различных растворителей парафиновых отложений.

Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ на автомобильном ходу с производительностью по пару 1 т/час при температуре 310 °С.  Это оборудование применяется для удаления парафина не только в НКТ, но и в манифольдах и выкидных линиях.

Для обработки труб горячей нефтью используется насосный агрегат 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 150 °С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 л/сек. В 1999 г бригадами ПРС на Рассветном месторождении было проведено 11 обработок скважин горячей нефтью.

Отказы в работе скважинного оборудования ШГНУ происходят из-за обрыва штанг, обрыва полированного штока, утечек в клапанных парах и т.п. В ЦДНГ-7 в 1999 г больше всего из подземных ремонтов скважин было проведено: -смена насоса (100 ремонтов), на втором месте - ликвидация обрыва штанг (65 ремонтов), планово-предупредительных мероприятий (45 ремонтов).