Файл: Выпускной.pdf

33
Рисунок 3.2 – Условия фонтанной эксплуатации скважин. Максимально допустимый уровень (критический уровень) давления и обводненности, при котором допустим фонтанный способ эксплуатации.

34
(от 22,4 до 19,1 МПа), коэффициент продуктивности меняется в пределах
3
м
20 150 сут МПа


Большую часть добывающих скважин намечено бурить с горизонтальными стволами в зоне продуктивного горизонта.
По данным опробования и технологическим расчетам дебиты жидкости могут колебаться от 20 до 500 м
3
/сут, а по отдельным горизонтальным скважинам могут быть получены более высокие отборы, до 1000 м
3
/сут. В зависимости от производительности скважин рекомендуется фонтанный лифт следующих размеров, что представлено в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Размеры фонтанного лифта
Дебит
Единица измерения
Диаметр лифта
Единица измерения
До 50 м3/сут
60 мм
50-200 73
Свыше 200 89
При выборе внутрискважинного оборудования, в частности, диаметра
НКТ, следует учесть, что при большом газовом факторе и высоком дебите резко возрастают потери давления в колонне НКТ. Поэтому для скважин с дебитом более 200 м
3
/сут рекомендуется использование НКТ
89 мм
d

. С другой стороны, для скважин с прогнозируемым низким начальным дебитом, либо характеризующихся резким падением добычи с ростом обводненности, следует использовать НКТ меньшего диаметра (73 мм). В этом случае проектный уровень добычи может быть достигнут даже при сочетании высокой обводненности с высоким газовым фактором [9].
Кроме того, в фонтанных скважинах может быть использован ступенчатый лифт диаметром 60

73 мм или 73

89 мм. Нижний конец лифта необходимо устанавливать в интервале перфорации нефтяного пласта.
Регулирование отборов жидкости следует вести штуцерами, установленными

35 на устье скважин. Для герметизации устья скважин может быть использована фонтанная арматура типа АФК-65

21(35). Арматура рассчитана на давление
21 или 35 МПа.
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд.
Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами). Трубная обвязка

часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.
Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление: 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.
Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.
При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ
(двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

36
Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.
Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку.
Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.
К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы.
Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа комплекс управления скважиной автоматизированный (КУСА) и комплекс управления скважиной автоматизированный электрический (КУСА-Э) при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.
Основные элементы комплексов:
- пакер;
-скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м;
- наземная станция управления.
Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип
КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).
Коэффициенты продуктивности горизонтальных добывающих скважин могут быть очень высокими, а их дебиты в отдельных случаях превышать
1000 т/сут даже при высоких забойных давлениях. Это возможно, если горизонтальные стволы скважин вскроют макротрещиноватые зоны, а при освоении скважин удастся избежать кольматации призабойной зоны. Такие скважины могут фонтанировать до очень высокой степени обводненности добываемой продукции.

37
С увеличением обводненности продукции добывающие скважины будут снижать свою производительность.
На скважинах, прекративших фонтанирование для подъема жидкости может быть испытан бескомпрессорный газлифт. Источником энергии в этом случае могут служить скважины, перешедшие из нефтяных в газовые, или скважины, прострелянные против газовой шапки. При пластовом давлении
21 МПа давление на буфере газовой скважины составит около 4 МПа, что вполне достаточно для проведения испытания бескомпрессорного газлифта.
В процессе эксплуатации нефтяной залежи активно проявляется газонапорный режим со стороны газовой шапки. Ввиду очень малого разрыва между первоначальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, около 2 Мпа, происходит процесс разгазирования нефти в пласте с образованием пузырьков окклюдированного газа и фильтрацией газированной нефти, т.е. наблюдаются характерные элементы и режима растворенного газа.
Анализ интерференции скважин в процессе эксплуатации показал наличие хорошей гидродинамической связи между скважинами, что является характерным при разработке залежи с трещинно-каверновым типом коллектора.
Все скважины работают фонтанным способом. Наличие обширной газовой шапки создает большой энергетический потенциал, в результате чего нефтяная залежь может в принципе, разрабатываться без поддержания пластового давления.
Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных скважин являются запарафинивание подъёмных труб, а также образование гидратных пробок.
На месторождении активно и эффективно используются тепловые, методы борьбы с отложениями гидратов и АСПО.
Гидродинамические исследования пластов и скважин позволяют решать ряд проблем, связанных с уточнением геологического строения залежи,

38 определением ее энергетического режима, проведением контроля за разработкой месторождения.
Гидродинамические исследования сложных карбонатных коллекторов
Юрубчено-Тохомского месторождения имеют важные как технологические, так и методические особенности. Так как изменения давления в скважине, вскрывающей высокопроницаемый пласт, крайне незначительны и составляют десятые доли атмосферы, для проведения исследований необходимы электронные автономные приборы, способные учитывать изменения давлений на сотые и тысячные доли атмосферы, имеющие разрешающую способность на два порядка выше, чем электронные манометры с тензометрическими датчиками.
При рассмотрении данных гидродинамических исследований скважин установлено резкое увеличение количества газа в продукции скважин уже при депрессии 1-2 кг/см2. Количество газа намного превосходит принятый для месторождения газовый фактор 166 м
3
/т, что позволяет сделать вывод о поступлении в ствол скважины газа из газовой шапки.
По мере увеличения депрессии происходит уменьшение коэффициента продуктивности, что связано с проявлением трех факторов:
- наличием инерционных сопротивлений;
- смыканием трещин;
- работой скважин при давлении ниже давления насыщения.
Анализ индикаторных кривых скважин
Юрубчено-Тохомского месторождения позволяет установить причины, обуславливающие снижение продуктивности при увеличении депрессий:
- снижение фильтрационных характеристик в результате смыкания трещин;
- возникновение инерционных сопротивлений при больших скоростях движения флюида по трещинам;
- двухфазным потоком к скважине, обусловленным снижением давления в околоскважинном пространстве ниже давления насыщения.

39
При проведении гидропрослушивания пласта на 2 участках установлено наличие гидродинамической связи между скважинами, а также исключительно высокие фильтрационные свойства пласта в зоне исследования. Пласт в окрестности исследованных участков
(скважин) является единой гидродинамической системой.
Пластовое давление за годы опытно-промышленной эксплуатации остаётся постоянным, что свидетельствует о больших размерах единой гидродинамической системы.
Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования позволяет сделать следующие выводы:
- для Юрубчено-Тохомского месторождения основным способом эксплуатации остается фонтанный;
- использование механизированного способа возможно при низких газовых факторах и снижении устьевого давления ниже рабочих параметров
(< 25-30 атм);
- основными осложняющими факторами добычи продукции скважин являются высокие значения газового фактора.

40
3.3 Использование автоматических запорно-регулируемых клапанов
для контроля работы фонтанных скважин
Как было показано в предыдущих разделах данной главы дипломной работы, основной проблемой при эксплуатации скважин Юрубчено-
Тохомского месторождения фонтанным способом будут преждевременные неконтролируемые прорывы газа. Для повышения эффективности разработки
Юрубчено-Тохомского месторождения существует необходимость постоянного контроля депрессии на пласт (работа на минимальной депрессии 1-2 атм для предотвращения образования конусов воды и газа). Это вызывает необходимость операторам ДНГ постоянно корректировать режимы работы скважин на кустовых площадках в условиях Крайнего Севера
В дипломной работе предлагается изменить текущую схему заканчивания и поверхностной обвязки скажин Юрубчено-Тохомского месторождения эксплуатирующихся фонтанным способом. На рисунке 3.3 представлены предложенные изменения в конструкции.
На забой скважины предлагается поставить забойные постоянные манометры, соединенные с поверхностным оборудованием электрическим бронированным кабелем.
На поверхности на выкидной линии устанавливается автоматический запорно-регулируемый клапан (ЗРК) производства НПФ “СИАНТ”, который соединен с блоком автоматики для контроля работы фонтанных скважин [10].
Данный комплекс предназначен для для управления технологическим процессом фонтанной добычи нефти путем дистанционного контроля и управления работой скважин в том числе:
- сбор и обработка информации, поступающей с первичных датчиков- преобразователей;
- управление исполнительными механизмами, обеспечивающими оптимальную производительность скважин
- оперативное изменение режима работы скважин