Техника и технология добычи нефти и газа из скважин Ново-Кореневского нефтяного месторождения

6. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

6.1 Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в

скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования.

Характеристика показателей эксплуатации скважин

Выбор рационального способа подъёма жидкости из скважин  Ново-Кореневского нефтяного месторождения производится согласно общим принципам обустройства месторождений исходя из следующих условий:

- обеспечение проектных дебитов скважин;

- максимальная надёжность работы;

- необходимость проведения технологических операций в скважине по ликвидации и предотвращению парафино- и солеотложений   в НКТ; 

- возможности проведения исследований пластов;

- минимизация затрат;

- экологическая безопасность.

Конструкция лифтовой колонны выбирается в зависимости от планируемых дебитов скважин с учетом наименьшей металлоемкости, определяющейся допустимой прочностью стали НКТ и должна обеспечивать проведение технологических операций, обусловленных особенностями эксплуатации скважин. К числу таких особенностей относится высокое содержание парафина, возможное проявление сероводорода и т.п.

При выборе механизированного способа эксплуатации скважин на период промышленной разработки необходимо руководствоваться  следующими факторами:

     – динамикой дебита жидкости, обводненности, наличием или отсутствием ресурсов свободного газа, проектными забойными и устьевыми (буферными) давлениями;

     –  способом размещения скважин и их конструкцией (диаметр эксплуатационной колонны, кривизна профиля ствола);

     – физико-химическими свойствами продукции (температура, вязкость, минерализация, содержание коррозионных агентов, смол, парафинов);

      – возможностью возникновения осложнений (выпадение АСПО, гидратов, солей с изменением термобарических условий при движении газожидкостного потока от забоя к устью).

К основным особенностям, определяющим условия эксплуатации скважин  Ново-Кореневского месторождения и оказывающим существенное влияние на выбор способа подъема нефти, относятся:

– небольшие  глубины залегания –   около 2400 -2600 м;

– низкие значения  газового фактора, составляющего 10 – 13 м³/т ;

– давление насыщения нефти газом – 3,11 МПа;

– высокая вязкость нефти (по результатам исследований 300-400 мПа*с  при Рнас).

Вышеперечисленные факторы могут создавать определенные сложности как для фонтанного, так и механизированного способа подъема жидкости из скважин, связанные с  запарафиниванием и засолением НКТ, арматуры и наземных коммуникаций и др.

При выборе оптимального способа  добычи нефти учитывалось:

- соответствие производительности оборудования  ожидаемому  дебиту скважины;

- соответствие технических условий эксплуатации погружного оборудования условиям конкретной скважины.

Наиболее приемлемой с точки зрения рациональной разработки Ново-Кореневского месторождения является фонтанная эксплуатация добывающих скважин на начальном этапе.

В дальнейшем, после прекращения фонтанирования предусмотрен переход на механизированную добычу. Все расчеты по компоновке и типоразмеру насоса будут производиться по результатам замеров текущего пластового давления, коэффициента продуктивности и обводненности.

Для оценки возможностей фонтанной эксплуатации по формулам А.П.Крылова были проведены предварительные расчеты минимального забойного давления, обеспечивающего фонтанную эксплуатацию скважин с заданным дебитом. В результате расчетов установлено минимальное забойное давление фонтанирования, среднее значение которого по залежи составляет 23,9 МПа (интервал изменения 22,95 – 24,31 МПа). Необходимо учитывать, что забойное давление не должно быть ниже предельного значения, равного 0,75 *Рнас=2,3 МПа.

Исходя из условий сбора и подготовки продукции скважины, которые обеспечивают движение продукции скважины от устья до пункта сбора, а также потерь давления на гидравлические сопротивления в устьевом оборудовании, системе сбора и т.д. линейное  давление на Ново-Кореневском месторождении принято порядка 1,6  МПа.

Забойное давление определяется требуемым дебитом скважин и регулируется при помощи штуцера, устанавливаемого на устье. Оптимальное значение забойного давления устанавливается исходя из результатов проведенных гидродинамических исследований скважин.

В настоящее время добыча нефти на Ново-Кореневском месторождении ведется из  залесских слоев лебедянского горизонта («кореневская свита») тремя скважинами  фонтанным способом. Скважины №№ 6 и 10 работают на штуцере 3 мм, скважина №11 - на штуцере 4 мм. Все скважины эксплуатируются  в периодическом режиме.

На начало апреля средний дебит по жидкости составляет: скважина  №6 – 26 м³/сут на штуцере 3 мм с обводненностью 30%; скважина №10 – 34 м³/сут на штуцере 3 мм с обводненностью 3%; скважина №11 – 21,8 м³/сут на штуцере 4 мм с обводненностью 1%.

Внутренний диаметр НКТ принимается исходя из величины дебита по жидкости. Для отбора заданного дебита (до 300 м³/сут) выбран диаметр колонны труб 73 мм, при котором расход энергии на подъем жидкости минимальный.

Устьевая арматура кроме основных требований должна  дополнительно отвечать следующим требованиям:

-обеспечение возможности проведения технологических операций, связанных с удалением парафиноотложений;

- возможности постоянного отвода газа из затрубного пространства.

На момент составления проекта пробной эксплуатации Ново-Кореневское месторождение  разрабатывается без системы поддержания пластового давления.