2020-04-07
537
Допустимая депрессия в зависимости от устойчивости пород призабойной зоны определялась в соответствии с исследованиями работы. Превышение предельного забойного давления по этой категории приведет к разрушению коллектора призабойной зоны скважины, и будет сопровождаться выносом мехпримесей, преждевременным прорывом воды, заколонными перетоками и снижением МРП скважин.
Результаты расчетов предельных забойных давлений для условий сохранения устойчивости пород призабойной зоны для объектов разработки Загорского месторождения приведены в таблице 10.5. Предельные забойные давления (депрессии) по этой категории приведены для пластовых давлений равных начальным пластовым давлениям.
Сопоставление предельных величин забойного давления по рассмотренным трем категориям для объектов разработки Загорского месторождения приведено в таблице 10.6.
По результатам сопоставления расчетов по приведенным критериям выбирается наибольшее забойное давление.
Таблица 10.5 - Предельные забойные давления для условий сохранения устойчивости породы призабойной зоны пласта
| Объект эксплуатации | Начальное пластовое давление в зоне отбора, МПа | Глубина залегания, м | Вертикальные (наклонно-направленные) скважины | |
| Р3 заб, МПа | Предельная депрессия, МПа | |||
| Дфр2 | 40.0 | 3880 | 13.1 | 26.9 |
| Дфр3 | 43.7 | 3970 | 13.4 | 30.3 |
| Д1 | 44.5 | 4030 | 12.8 | 31.7 |
| Д3 | 44.5 | 4120 | 13.1 | 31.4 |
| Д4 | 41.7 | 4165 | 13.2 | 28.5 |
| Д5 | 43.5 | 4250 | 14.2 | 29.3 |
Таблица 10.6 - Сопоставление предельных забойных давлений по рассмотренным критериям
| Объект эксплуатации | Начальное Рпл., МПа | Р1заб, МПа | Р2заб, МПа | Р3заб, МПа | Предельное Рзаб, МПа | |
| Дфр2 | 40.0 | 3.4 | Индивидуально | 13.1 | 13.1 | |
| Дфр3 | 43.7 | 9.0 | Индивидуально | 13.4 | 13.4 | |
| Д1 | 44.5 | 15.8 | Индивидуально | 12.8 | 15.8 | |
| Д3 | 44.5 | 18.6 | Индивидуально | 13.1 | 18.6 | |
| Д4 | 41.7 | 24.0 | Индивидуально | 13.2 | 24.0 | |
| Д5 | 43.5 | 14.1 | Индивидуально | 14.2 | 14.2 |
Как показывают расчеты, предельные забойные давления составляют:
- по объекту Дфр2 – 13,1 МПа;
- по объекту Дфр3 – 13,4 МПа;
- по объекту Д1 – 15,8 МПа;
- по объекту Д3 – 18,6 МПа;
- по объекту Д4 – 24,0 МПа;
- по объекту Д5 – 14,2 МПа.
При депрессиях соответствующих этим забойным давлениям начинается разгазирование нефти в пласте, по этой причине создавать близкие этому предельному Рзаб не рекомендуется.
Оптимальным забойным давлением по каждой скважине считается забойное давление, при котором соблюдаются условия ограничения по всем рассмотренным категориям индивидуально и обеспечивающих достижение проектных дебитов жидкости.
3.2 Расчет условий и периода фонтанной добычи
Дебиты скважин по жидкости на Загорском месторождении прогнозируются в диапазоне достигнутых - от 25 до 115 м3/сут.
Для расчетов входные пластовые давления приняты:
- в пределах начальных значений;
- сниженные на 3,0 МПа.
Рассмотрим возможности применения различных способов добычи для обеспечения проектных дебитов жидкости на объектах разработки Загорского месторождения.
Для определения условий и периода фонтанной добычи нефти проведены расчеты минимальных забойных давлений необходимых для фонтанирования скважин. Для расчетов использовались исходные данные таблицы 2.17.
Расчеты минимального забойного давления фонтанирования скважин выполнены по всем пластам для значений обводненности продукции от 0 до 90 % с шагом 10 % для условия разработки залежи с поддержанием пластового давления близкого первоначальному пластовому. Расчеты проводились для лифтовых колонн, составленных из насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм с внутренним диаметром 62 мм.
На стадии проектирования значения устьевых давлений добывающих скважин должны согласовываются с системой сбора продукции, которая регламентируется требованиями РД39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта, и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов». Согласно данным требований для Загорского месторождения устьевые давления должны быть равны 1,5-2,0 МПа.
Расчет минимального забойного давления фонтанирования проводился по методике И.Т.Мищенко [11]. На рисунках 10.1 – 10.6 и в таблицах 10.7-10.12 приведены результаты расчетов совместной работы пласта и подъемника. По этим данным можно оперативно оценить пределы фонтанирования по обводненности продукции.
Большое влияние на режим фонтанирования оказывает пластовое давление и обводненность продукции. Так, по пласту Дфр2 эксплуатация скважин фонтанным способом возможна домомента достижения обводненности продукции 60% при условии вскрытия пласта с пластовым давлением равным начальному – 40,0 МПа (табл. 10.7). При снижении пластового давления на 3,0 МПа (37,0 МПа) режим прекращается при обводненности 30-40 %.
По объектам работки Дфр3, Д1, Д3, Д4, Д5 с более высокими газовыми факторами и начальными пластовыми давлениями режим фонтанирования сохраняется до уровня обводненности 80-90%.
Таким образом, расчеты фонтанирования и промышленная эксплуатация месторождения позволяют рекомендовать на вновь вводимых скважинах Загорского месторождения фонтанный способ эксплуатации, при условии вскрытия зон с пластовым давлением равным начальным значениям. После отработки скважин на фонтанном режиме и обводнении до 30 - 50 % скважины необходимо переводить на механизированную эксплуатацию.
3.3 Оценка эксплуатации скважин газлифтным способом
Применение газлифтного способа, как основного способа добычи на Загорском месторождении, не рекомендуется. Опыт применения газлифта в Западной Сибири на месторождениях (Лянторское, Яунлорское в Сургутском районе) показывает, что эксплуатация газлифта при невысоких дебитах продукции скважин осложнена и, кроме этого, связана с большими проблемами гидратообразования рабочего газа. Для предотвращения гидратообразований должна создаваться сложная система подготовки газа перед его подачей в добывающие газлифтные скважины. Способ требует больших начальных затрат на строительство компрессорных станций, систем газоснабжения, напорных газовых линий.
3.4 Оценка эксплуатации скважин механизированным способом
Электродиафрагменные насосы
Установки ЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных скважин с пескопроявлением, с искривленными и наклонными стволами. Конкурирующим способом добычи нефти в диапазоне их работы 4 - 20 м3/сут являются УШГН и струйные насосы. Отсутствие металлоемкого устьевого оборудования облегчает эксплуатацию скважин, оборудованных ЭДН. В трудных климатических условиях уменьшается загрязнение площадки куста скважин.
Так, например, на месторождениях Тюменской области ими оборудовано около двух сотен скважин. Средний дебит по жидкости составляет 9 м3/сут, динамический уровень 330 - 1400 м, глубина спуска насосов 800 - 1600 м.
На Ижевском электромеханическом заводе разрабатываются ЭДН с повышенными напорами. В настоящее время уже налажено производство насосов с номинальной подачей 4 м3/сут и развиваемым напором 2000 м, но высоконапорные насосы Ижевского завода еще не прошли достаточную апробацию на нефтяных месторождениях. Кроме Ижевского электромеханического завода эти установки изготавливаются Бакинским машиностроительным заводом и Тамбовским заводом «Тамбовполимермаш».
В настоящее время широкое внедрение электродиафрагменных насосов на нефтяных месторождениях сдерживается низким качеством изготовляемых насосов и низкими напорными характеристиками насоса. Эксплуатация электродиафрагменных насосов на Загорском месторождении не рекомендуется.
Струйные и гидропоршневые насосы
Перспективными способами добычи нефти являются бесштанговые поршневые насосы с гидроприводом (ГПН) и струйные насосы (СН). Положительными моментами использования тех и других являются: высокий МРП работы скважин, малое влияние кривизны скважины на спуск-подъем оборудования и его эксплуатационную надежность, удобство эксплуатации при кустовом расположении скважин.
Способ добычи нефти струйными насосами, как и ГПН, имеет определенные преимущества и недостатки.
Преимуществами струйных насосов являются:
- отсутствие движущихся частей в подземном оборудовании, в результате чего этот способ добычи может применяться в скважинах с большим содержанием мехпримесей (до 10 г/л);
- спуск и подъем насоса производится без подъема НКТ и занимает не более трех часов;
- струйные насосы могут успешно работать при большом содержании свободного газа на приеме;
- имеют хорошие показатели в искривленных наклонно-направленных скважинах;
- допустимая величина интенсивности изменения зенитного угла в интервале набора кривизны может составлять до 4 на 10 метров длины, в интервале стабилизации – до 50 на 10 метров;
- практически нет ограничений по глубине спуска насоса и температуре в зоне установки;
- в качестве рабочей жидкости может использоваться вода из системы поддержания пластового давления;
- меньшая степень очистки рабочей жидкости, по сравнению с гидропоршневыми насосами.
В то же время при использовании струйных и гидропоршневых насосов отмечаются следующие недостатки:
- необходимость строительства на поверхности (кустах скважин) специальных постоянно обслуживаемых объектов (систем для подготовки и закачки рабочей жидкости высокого давления);
- необходимость постоянного контроля за объемом закачки рабочей жидкости по каждой скважине;
- необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала для контроля за работой наземного оборудования (системы подготовки и закачки рабочего агента);
На Загорском месторождении струйные и гидроприводные насосы не рекомендуются по причине высоких капиталовложений.
Эксплуатация электровинтовыми насосами (ЭВН)
Установки электровинтовых насосов применяются для добычи высоковязких нефтей с дебитами от 12 до 100 м3/сут и напором от 10,0 до 12,0 МПа.
Электровинтовые насосы в данном случае нецелесообразно применить из-за специального их предназначения и ограничений по глубине спуска и невысокими напорными характеристиками.
Штанговые насосы (УШГН)
По опыту разработки месторождений, наиболее эффективным способом подъема жидкости из скважин с низкими дебитами являются установки ШГН. Наилучшие энергетические и технико-экономические показатели этого способа добычи достигаются при эксплуатации скважин, не превышающих глубин 2200 м, и с дебитом до 25 - 35 м3/сут.
Установки ШГН характеризуются относительно низкими капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. В то же время они обладают высокой металлоемкостью, подвержены значительному влиянию кривизны ствола скважины и имеют ограничения по глубине подвески насоса.
На Загорском месторождении с глубинами залегания пластов более 3800 м и, в основном, с аномально высокими газовыми факторами применять штанговые насосные установки не рекомендуется.
Электроцентробежные насосы (УЭЦН)
Установки ЭЦН применяются в самых различных геолого-промысловых условиях:
- газовый фактор – до 800 м3/м3,
- глубина пласта – до 4500 м,
- температура пласта – до 120 0С,
- в условиях абразивно-содержащих жидкостей и парафино-гидратных отложений.
Установки ЭЦН позволяют регулировать рабочие параметры в широком диапазоне. Электроцентробежные насосы, как способ эксплуатации скважин, удовлетворяют условиям разработки Загорского месторождения и внедряются на месторождении с декабря 2001 года. На данной стадии разработки месторождения рекомендуется скважины прекратившие фонтанирование переводить на ЭЦН.
Слабым звеном в условиях наклонно-направленных скважин является наличие кабеля, подвергающегося механическим повреждениям при спуско-подъемных операциях, а также перегрев двигателя и кабеля при условии применения УЭЦН в низкопродуктивных скважинах.
Таким образом, учитывая добывные возможности серийно выпускаемого насосного оборудования, планируемые показатели разработки, физико-химические свойства нефти, для добычи нефти механизированным способом на Загорском месторождении предлагается в качестве основного способа добычи использовать ЭЦН.
3.5 Оценка пропускной способности площадочных объектов Загорского месторождения на проектные объемы добычи нефти и газа
Максимальные объемы добычи нефти Загорского месторождения составят 1087,8 тыс.т (2028 г.), жидкости – 8432 тыс.т (2039 г.), попутного нефтяного газа– 296 млн. м3 (2032 г.).
Производительность УКПНГ «Загорской» по приему нефти, жидкости и газа приведена в таблице 10.17.
Таблица 10.17 – Производительность УКПГ «Загорская»
| Наименование параметра | Ед.изм. | Проектная | |
| 1 | Производительность по жидкости | тыс.т/год | 1180 |
| 2 | Производительность по нефти | тыс.т/год | 913 |
| 3 | Производительность по газу | млн.м3/год | 420 |
Фактическая загрузка оборудования УКПНГ «Загорская» с учетом поступления продукции Загорского, Лебяжинского и Рыбкинского месторождений составляет:
- по жидкости - 1990 тыс.т (169 %);
- по нефти - 476 тыс.т (52 %).
Проектная загрузка УКПНГ составит:
- жидкости –8926 тыс. т (756 %);
- нефти –1907 тыс. т (208 %).
УКПНГ в настоящий момент перегружена, дефицит мощностей превышает 60 %.
Технологическая схема УКПНГ не позволяет производить очистку газа от сероводорода, в больших количествах (0,0033-1,73 моль/м3) присутствующего в ПНГ пластов Дфр2, Дфр3. По состоянию на 2017год объем добычи сероводородсодержащего ПНГ с пластов Дфр2 и Дфр3 составляет около 1 % от всех объемов добываемого попутного нефтяного газа Загорского месторождения, но по причине смешивания потоков на факельную установку направляется до 60 % отсепарированного ПНГ.
В 2018-2019 гг. планируется проведение модернизации УКПГ строительства блока очистки газа от сероводорода.
3.6 Перспектива развития системы сбора и транспорта нефти и газа на Загорском месторождении
Согласно рекомендуемому варианту разработки на Загорском месторождении запланировано бурение 178 скважин:
в т.ч. добывающих - 177
нагнетательных - 1
Бурение БС - 8
Перевод в ППД - 64
При выборе площадок под строительство трасс трубопроводов, подъездных дорог, линий электроснабжения нефтепромысловых объектов (площадки под ГЗУ) рекомендуется использовать территории, считающиеся малопригодными для сельскохозяйственного использования также использовать площадки под действующими и в консервации скважинами, которые были ранее изысканы и построены.
Для осуществления транспорта нефтегазовой смеси с проектных скважин Загорского месторождения рекомендуется строительство дополнительной ДНС в районе скважины 3607. Для транспорта нефтяной эмульсии с ДНС до УКПНГ необходимо строительство напорного нефтепровода Д-114 мм протяженностью 11 км.
Обводненная газожидкостная смесь со скважин западной части Загорского месторождения под собственным давлением поступает в УПО, выполняющее роль депульсатора. После УПО нефтяная эмульсия поступает в сепаратор первой ступени, где при давлении 0,8 МПа осуществляется газгазирование нефти. После первой ступени сепарации нефтяная эмульсия подается на вторую ступень сепарации в сепаратор-буфер. После сепаратора-буфера нефтяная эмульсия подается на подготовку нефти на УКПНГ Загорского месторождения.
Принципиальная технологическая схема ДНС-Западная Загорского месторождения приведена на рисунке 10.21.
Рисунок 10.18 – Принципиальная технологическая схема ДНС-Западная Загорского месторождения
Проектная мощность ДНС-Западная составляет 200 тыс. т по жидкости.
На рисунке 10.19 представлена рекомендуемая схема сбора продукции скважин Загорского месторождения по рекомендуемому варианту разработки.
Сбор продукции скважин рекомендуется осуществлять по традиционной напорной, однотрубной схеме; газожидкостная смесь под устьевым давлением поступает на ГЗУ, где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, нефти и газу и далее на ДНС и УКПНГ «Загорская». Для определения дебита продукции нефтяных скважин по нефти, газу и определения обводненности продукции рекомендуются замерные установки «ОЗНА ИМПУЛЬС 40-N-300» (г. Октябрьский, Башкортостан), предназначенной для скважин с высоким газосодержанием продукции. Измерительная установка относится к новому поколению замерных установок с гидростатическим методом измерения.
Отсутствие большого количества движущихся и требующих обслуживания узлов в значительной степени повышает надежность установки и снижает эксплуатационные затраты.
Рисунок 10.19 – Принципиальная схема сбора нефти Загорского месторождения
Нефти пластов Дфр2-1 и Дфр 2-2 в попутном газе содержат сероводород, а девонские нефти не содержат сероводород.
Исходя из опыта эксплуатации месторождений Оренбургской области, необходимо производить раздельную подготовку девонских и карбоновых нефтей. Содержание сероводорода в подтоварной воде оказывает негативное влияние на ее подготовку и закачку в продуктивные пласты.
Не желательно смешивать попутные газы девонских и карбонатных пластов из-за наличия в карбонатных нефтях сероводорода, что позволит уменьшить мощности по подготовке газа от сероводорода.
Физические объемы обустройства при реализации рекомендуемого варианта разработки Загорского месторождения приведены в таблице 10.18.
Таблица 10.18 – Физические объемы обустройства Загорского месторождения
| Параметр | Ед.изм. | Значение | Год ввода | Вид строительства |
| Бурение скважин | шт. | 178 | 2018-2033 | новое |
| Обустройство кустов | шт. | 25 | 2023-2033 | новое |
| Обустройство скважин | шт. | 178 | 2023-2033 | новое |
| Строительство выкидных линий 89х6 мм | км | 251 | 2017-2033 | новое |
| Строительство нефтесборных трубопроводов 114х6 мм | км | 77 |
| новое |
| Строительство напорного нефтепровода ДНС-Западная-УКПНГ, 114х6 мм | км | 11,0 | 2 023 | новое |
| Строительство высоконапорных водоводов 114х6 мм | км | 33 | 2024-2037 | новое |
| Монтаж ВРП | шт. | 10 | 2024-2038 | новое |
| Строительство ВЛ-6 кВ | км | 312 | 2020-2033 | новое |
| Строительство ВЛ-35 кВ | км | 11,0 | 2 023 | новое |
| Строительство КПТ 6/0,4 кВ | шт. | 25 | 2023-2033 | новое |
| Строительство ДНС-Западная, 200 тыс.м3/год по жидкости | шт. | 1 | 2 023 | новое |
| Строительство ПС 110/35/6 кВ 25 МВА | шт. | 1 | 2 020 | новое |
| Строительство КНС, 2200 тыс.м3/год | шт. | 1 | 2 018 | новое |
| Реконструкция УКПНГ | шт. | 1 | 2 019 | реконструкция |
Для нового строительства нефтесборных трубопроводов необходимо применять трубы из стали с высокой коррозионной стойкостью.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии, при отсутствии наружного антикоррозионного покрытия, должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита. Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ 25812-83.
При использовании труб некоррозионностойких или без антикоррозионного покрытия, систему нефтесбора рекомендуется защищать применением ингибиторов коррозии. Ингибиторы коррозии рекомендуется применять по технологии постоянного или периодического дозирования с использованием специальных дозировочных установок. Ингибитор и технология защиты в каждом конкретном случае подбирается индивидуально с учетом специфики транспорта и физико-химических свойств продукта.
