ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 207
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
произведен пересчет запасов нефти и газа, утвержденный в ГКЗ СССР.
В 1968 году составлена технологическая схема разработки газовых шапок верейских, каширских газо-нефтяных залежей и подольской газовой залежи; предусматривалась совместная разработка этих залежей с бурением 24 скважин.
Технологическая схема разработки Батырбайского месторождения 1978 г. (протокол № 708 от 28.5.1978 г.) предусматривала:
выделение двух самостоятельных объектов разработки на Константиновской и Асюльской площадях (яснополянская и башкирская залежи); дальнейшее развитие системы внутриконтурного заводнения путем бурения нагнетательных скважин на отдельные пласты выделенных объектов.
Согласно последнему проекту разработки / 1985 г./ система размещения скважин блоковая, плотность сетки 600 х 600 м со сгущением сетки в зонах больших нефтенасыщенных толщин.
В настоящее время закачка в разрезающие ряды прекращена, а скважины ликвидированы. Закачка воды ведется в очаги, созданные 13 нагнетательными скважинами, из них 3 (№ 200, 202, 812) находятся на Утяйбашском поднятии. Средняя приемистость составляет 150 м3/сут. С целью снижения обводнения скважин объемы закачки воды снижены, проводится нестационарное заводнение - циклическое. Закачка воды ведется в зимнее время года.
Очаги нагнетательных скважин не охватывали всей залежи, поэтому в 1998 году под закачку были переведены две скважины (№602 и №913), в ожидании освоения находится еще одна скважина №816.
Как видно из карты изобар, средневзвешенное пластовое давление в зоне нагнетания: 1 блока – 14,32 МПа, 2 блока – 14,72 МПа, 3 блока – 14,39 МПа, 4 блока – 14,17 МПа; среднее по Константиновскому поднятию - 14,34 МПа; по Утяйбашскому поднятию – 15,09 МПа.
Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора сведено в таблицу:
Таблица 1.
Все добывающие скважины добывают обводненную продукцию. Обводнение скважин происходит двумя типами вод: пластовой (содержание солей >1,1 гр/см3) и так называемым переходным типом вод (содержание солей 0,4-1,1 гр/см3). Появление переходного типа вод связано с закачкой на начальном этапе разработки пресной воды с переходом на подтоварную.
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает трансформатор; станцию управления; иногда кабельный барабан и оборудование устья скважины. Погружная часть включает колонну НКТ, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого цен тробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. В комплект погружной установки входит сливной клапан, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором), который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем. В нижней части электродвигатель имеет компенсатор. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25 - 1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 50- 2000 м. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144.3 мм, а установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 - для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380 - 2300 В, сила номинального тока - 24,5 - 86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 об/мин. Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора. Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который
воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину. Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель. Строительная длинна кабеля составляет 800 – 1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане (см. рис.2.2.1). Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.). Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе. Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350 - 6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненными (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя. Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирования режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.
В 1968 году составлена технологическая схема разработки газовых шапок верейских, каширских газо-нефтяных залежей и подольской газовой залежи; предусматривалась совместная разработка этих залежей с бурением 24 скважин.
Технологическая схема разработки Батырбайского месторождения 1978 г. (протокол № 708 от 28.5.1978 г.) предусматривала:
выделение двух самостоятельных объектов разработки на Константиновской и Асюльской площадях (яснополянская и башкирская залежи); дальнейшее развитие системы внутриконтурного заводнения путем бурения нагнетательных скважин на отдельные пласты выделенных объектов.
Согласно последнему проекту разработки / 1985 г./ система размещения скважин блоковая, плотность сетки 600 х 600 м со сгущением сетки в зонах больших нефтенасыщенных толщин.
В настоящее время закачка в разрезающие ряды прекращена, а скважины ликвидированы. Закачка воды ведется в очаги, созданные 13 нагнетательными скважинами, из них 3 (№ 200, 202, 812) находятся на Утяйбашском поднятии. Средняя приемистость составляет 150 м3/сут. С целью снижения обводнения скважин объемы закачки воды снижены, проводится нестационарное заводнение - циклическое. Закачка воды ведется в зимнее время года.
Очаги нагнетательных скважин не охватывали всей залежи, поэтому в 1998 году под закачку были переведены две скважины (№602 и №913), в ожидании освоения находится еще одна скважина №816.
Как видно из карты изобар, средневзвешенное пластовое давление в зоне нагнетания: 1 блока – 14,32 МПа, 2 блока – 14,72 МПа, 3 блока – 14,39 МПа, 4 блока – 14,17 МПа; среднее по Константиновскому поднятию - 14,34 МПа; по Утяйбашскому поднятию – 15,09 МПа.
Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора сведено в таблицу:
Таблица 1.
| дата | Средневзвешенное пластовое давление в зоне отбора, МПа | |||||
| 1 блок | 2 блок | 3 блок | 4 блок | Утяйбаш | По мест-ю | |
| 1.07.96 | 13,64 | 13,77 | 13,64 | 13,67 | 13,96 | 13,73 |
| 1.01.97 | 13,75 | 13,76 | 13,72 | 13,66 | 14,03 | 13,78 |
| 1.07.97 | 13,85 | 13,85 | 13,62 | 13,66 | 13,96 | 13,99 |
| 1.01.98 | 13,85 | 14,25 | 14,04 | 13,65 | 13,96 | 14,02 |
| 1.07.98 | 13,82 | 14,22 | 13,98 | 13,59 | 13,97 | 13,99 |
| 1.01.99 | 13,82 | 14,45 | 14,07 | 13,60 | 13,99 | 13,99 |
| 1.07.99 | 13,82 | 14,28 | 13,95 | 13,64 | 13,91 | 13,91 |
| 1.01.00 | 13,81 | 14,23 | 13,87 | 13,64 | 13,86 | 13,92 |
Все добывающие скважины добывают обводненную продукцию. Обводнение скважин происходит двумя типами вод: пластовой (содержание солей >1,1 гр/см3) и так называемым переходным типом вод (содержание солей 0,4-1,1 гр/см3). Появление переходного типа вод связано с закачкой на начальном этапе разработки пресной воды с переходом на подтоварную.
2.2 Используемое оборудование
Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает трансформатор; станцию управления; иногда кабельный барабан и оборудование устья скважины. Погружная часть включает колонну НКТ, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого цен тробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. В комплект погружной установки входит сливной клапан, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором), который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем. В нижней части электродвигатель имеет компенсатор. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами. Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25 - 1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 50- 2000 м. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диаметрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144.3 мм, а установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 - для скважин диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм. В качестве привода насоса используется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым многосекционным ротором вертикального исполнения, маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД. Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки и основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Для погружных электродвигателей линейное напряжение составляет 380 - 2300 В, сила номинального тока - 24,5 - 86 А при частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 об/мин. Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникновения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из протектора и компенсатора. Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного подшипника, который
воспринимает осевую нагрузку от вала ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна выворачиваться перед спуском погружного агрегата в скважину. Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом. Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями. Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость скважинной жидкости. С поверхности до погружного агрегата подводят питающий, полиэтиленовый (изоляция в один или два слоя), бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круглый кабель. Строительная длинна кабеля составляет 800 – 1800 м. Кабеля берут из расчета на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек оставляется на кабельном барабане (см. рис.2.2.1). Станция управления обеспечивает включение и отключение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос и др.). Они имеют ручное и автоматическое управление, управление с диспетчерского пункта, работают по программе. Трансформаторы повышают напряжение подачи электроэнергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряжения питающего тока в ПЭД (350 - 6000 В) с учетом потерь напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не маслозаполненными (сухими). В настоящее время используются силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для установки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу погружного электродвигателя. Оборудование устья обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирования режима эксплуатации и возможность проведения различных технологических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный клапан.