2.2.2 Анализ технологических режимов

Технологический режим работы скважин, оборудованных УЭЦН составлен с учетом проекта разработки пласта Т2 и проектных отборов жидкости, нефти и газа.

Добыча жидкости с пласта Т2 ведется механизированным способом - электропогружными установками. В 19 нефтяных скважинах спущены УЭЦН производительностью 20,30,50,80,125,130,160 м3/сут. Подбор УЭЦН к скважине проводится по методике ЦНИПа ПО «Куйбышевнефть». Отборы жидкости со скважин с помощью УЭЦН обеспечивают закачкой водой для поддержания пластового давления. Глубина спуска ЭЦН в зависимости от продуктивности скважин составляет 1200-2000 м. Динамические уровни в связи с отбором жидкости на отдельных скважинах довольно низкие и составляют от 500 до 1300м.

Дебиты скважин по технологическому режиму соответствует производительности спущенного оборудования УЭЦН, обводненность продукции скважин довольно высокая и составляет по пласту Т2 67%. Давление на буфере скважин составляет 10 атм. Для сбора газа затрубное пространство обвязывают с выкидной линией. Добыча жидкости обеспечена технологическими режимами эксплуатации УЭЦН и составляет 1275 м3/сут и нефти 419 м3/сут.

Технологические режимы работы скважин составляются и пересматриваются ежемесячно. Данные для составления технологических режимов обеспечиваются исследованием скважин. Замеры дебита скважин производятся на АГЗУ типа «Спутник» не менее 8-10 раз в месяц.

Статические и динамические уровни отбиваются уровнемером 1-2 раза в месяц. Пробы нефти на обводненность производятся 2-4 раза в месяц.

Производятся замеры пластового и забойного давления.

На основании составленных в результате исследований скважин технологических режимов можно сделать вывод об оптимальном режиме эксплуатации УЭЦН в скважинах пласта Т2 Курманаевского месторождения.

Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739.

Исходные данные для расчета:

Скважина эксплуатируется насосом УЭЦН 5-125-1300

1. Дебит скважины Q_ж = 130 м³/сут

2. Обводненность n = 87 %.

3. Глубина скважины Н_с = 2808 м.

4. Глубина подвески насоса Н_п.н. = 1710 м.

5. Динамический уровень Н_д = 610 м.

6. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д_эк = 0,130м.

7. Давление в затрубном пространстве Р_затр = 0,8 МПа.

8. Плотность нефти в поверхностных условиях _н.пов = 840 кг/м³

9. Плотность нефти в пластовых условиях  _н.пл = 830 кг/м³

10. Обьемный коэффициент  = 1,108

11. Плотность добываемой воды  _в = 1170кг/м3

12. Давление насыщения Р_нас = 6,23МПа.

13. Пластовое давление Р_пл = 25,6 МПа

14. L_уд ствола = 27,2 м.

15. Плотность жидкости глушения  _жгл = 1170 кг/м³

16. Коэффициент продуктивности К_пр = 1,62 м³/сут МПа

17. Вязкость нефти в пластовых условиях _н = 1,83 МПа*с

Проектируемый оптимальный отбор 130м³/сут

1. 1-27,2/2808=0,99

2. 

3. 

4. К_см = в_нпл (1-n/100) + n/100 = 1.108(1-0,87)+0,87 = 1,014

5. Так как обводненность n=87% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты

K_д=1; K_н=0,99.

6.

=

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096

А=

8.

9.

10.

11.

12.

13.

Принимаем Н_пн = 1650м

14.

15. Q_см = Q_жопт * К_см = 120,1 * 1,014 = 121,8 м.³/сут

16. Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м.³/сут. Таким образом, проектируемый отбор 136,9 м.³/сут допустим и насос будет работать в оптимальных условиях.

Расчет подбора УЭЦН по скважине 235.

Исходные данные для расчета:

Скважина эксплуатируется установкой ЭЦН 5-80-1550

Проектируемый отбор 111,4 м.³/сут

1. Дебит скважины Q_ж = 90 м³/сут

2. Обводненность n = 91%.

3. Глубина скважины Н_с = 2803м.

4. Глубина подвески насоса Н_п.н. = 1560м.

5. Динамический уровень Н_д = 780 м.

6. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д_эк = 0,130м.

7. Давление в затрубном пространстве Р_затр = 0,9 МПа.

8. Плотность нефти в поверхностных условиях _н.пов = 840 кг/м³

9. Плотность нефти в пластовых условиях  _н.пл = 830 кг/м³

10. Обьемный коэффициент  = 1,108

11. Плотность добываемой воды  _в = 1160кг/м3

12. Давление насыщения Р_нас = 6,23МПа.

13. Пластовое давление Р_пл = 24,5 МПа

14. L_уд ствола = 5,6 м.

15. Плотность жидкости глушения  _жгл = 1200 кг/м³

16. Коэффициент продуктивности К_пр = 1,12 м³/сут МПа

17. Вязкость нефти в пластовых условиях _н = 1,83 МПа*с

Расчет

1. 0,998

2. 

3. 

4. К_см = в_нпл (1-n/100) + n/100 = 1.108(1-0,91)+0,91 = 1,0097

5. Так как обводненность n=91% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты

K_д=1; K_н=0,99.

6.

=

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400

S1=653.92; S2=18,72; S3=0,1

А=

8.

9.

10.

11.

12.

13.

Принимаем Н_пн = 1300м

14.

15. Q_см = Q_жопт * К_см = 94,9*1,0097 = 95,8 м.³/сут

18. Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-180 м.³/сут. Таким образом, проектируемый отбор 111,4 м.³/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.

Расчет подбора УЭЦН по скважине 3351.

Скважина эксплуатируется насосами УЭЦН 5-125-1300

Исходные данные для расчета:

1. Дебит скважины Qж = 97 м3/сут

2. Обводненность n = 50%.

3. Глубина скважины Нс = 2798м.

4. Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.

5. Динамический уровень Нд = 1260 м.

6. Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.

7. Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.

8. Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3

9. Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3

10. Обьемный коэффициент вн = 1,108

11. Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3

12. Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.

13. Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа

14. Lуд ствола = 12,1 м.

15. Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3

16. Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа

17. Вязкость нефти в пластовых условиях Мн = 1,83 Мпа х с

Расчет.

Проектируемый отбор 120м3/сут

1. 1-12,1/2798=0,996

2. 

3. 

4. Ксм = внпл (1-n/100) + n/100 = 1.108 х 0,5 + 0,5 = 1,054

5. см = 6.

7.

8.

=

9. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096

А=

10.

11.

12.

13

14.

15.

Принимаем Нпн = 1850м

16

17. Q см = Qжопт х Ксм = 127 х 1,054 = 134 м.куб/сут

18. Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 138,7 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.

Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713.

1. Дебит скважины Q_ж = 80 м³/сут

2. Обводнённость H = 67%

3. Глубина скважины H_с = 2845 м.

4. Глубина подвески насоса H_п.н = 1750 м.

5. Динамический уровень H_д = 1080 м.

6. Диаметр эксплуатационной колоны Д_эк = 0,130 м.

7. Давление в затрубном пространстве P_затр = 1,3 Мпа

8. Плотность нефти поверхностных условиях P_{н пов} = 840 кг/м³

9. Плотность нефти в пластовых условиях P_{н пл} = 830 кг/м³

10. Объёмный коэффициент В_н 1,108.

11. Плотность добываемой воды P_в =1170 кг/см³

12. Давление насыщения P_нас =6,23 Мпа

13. Пластовое давление P_пл =27,3 Мпа

14. L_уд ствола = 0,7 м.

15. Плотность жидкости глушения P_{ж гл} = 1170 кг/м³

16. Коэффициент продуктивности K_пр = 0,27 м³/сут МПа

17. Вязкость в нефти в пластовых условиях M_н = 1,83 МПа ^. с

Расчёт:

Проектируемый отбор 130 м³/сут

1. 

2. 

3. 

4. 

5. Так как обводнённость n =67% > 60%, то принимаем поправочные коэффициенты К_д = 1, К_н = 0,99.

8.

=

9. Для отбора жидкости предварительно принимаем насос ЭЦН5-125-1400

S₁=642,37; S₂=17,43; S₃=0,096

А=

10.

11.

12.

13

14.

15.

Принимаем Н_пн = 1500м

16. 

17. Q _см = Q_жопт х К_см = 141,1 х 1,036 = 146,2 м³/сут.

16. Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 146,2 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.

Выводы по технической части.

1. Пласт Т2 находится в завершающей стадии разработки.

2. Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.

3. Физико-химические свойства жидкости соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.

4. Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по скважинам пласта Т2.

5. Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.

6. УЭЦН в скважинах пласта Т2 эксплуатируются в оптимальных режимах, однако ряд скважин можно перевести на повышенный отбор жидкости (скв.№ 1693, 1713, 3310, 3351), сохраняя оптимальную работу погружного оборудования.

7. Наработки УЭЦН по пласту Т2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400 суток при средних 350 сутках

8. Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.

9. Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т2