Метод одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов

1 - НКТ; 2 - соеденительный переводник с клапаном; 3 - суфлер; 4 - шлипсовый пакер

I, II--нефтеносные пласты.

Рисунок 3.8 - Упрощенная схема оборудования для одновременно-раздельного отбора нефти двух пластов одной скважиной («фонтан-- фонтан», Усть-Балыкское месторождение).

Исследования работы нижнего пласта проводятся спуском глубинных приборов на глубину, несколько меньшую установки суфлера. Работа верхнего пласта исследуется с помощью специальной замерной головки и суфлера; последний позволяет соединить кольцевое пространство скважины с измерительным прибором.

Работу верхнего пласта можно исследовать и без суфлера -- с помощью малогабаритного глубинного манометра; однако в наклонных скважинах применение этого метода затруднено.

Значительно сложнее решается задача раздельного отбора жидкости из нескольких пластов через одну скважину с применением способов механизированной эксплуатации (технологические схемы «насос -- фонтан», «фонтан -- насос», «насос -- насос»).

На некоторых промыслах страны (Азербайджан, Башкирия) применяется оборудование конструкции Азинмаша с использованием штанговых глубиннонасосных установок (типа УГН-168/146), позволяющее осуществлять раздельный отбор жидкости по схемам «насос -- фонтан» и «насос -- насос».

Оборудование по этой схеме обычно состоит из колонны насосно -компрессорных труб, пакера и двух последовательно соединенных насосов. Насосы приводятся в действие от одного станка-качалки через общую колонну штанг и обеспечивают независимый режим откачки жидкости из каждого пласта.

По нашему мнению, оборудование подобного типа может найти ограниченное применение по следующим причинам, связанным с его конструктивными особенностями:

1) отсутствие контроля за состоянием разработки каждого из пластов (пластовые и забойные давления и т. п.);

2) ограниченные добывные возможности насосного оборудования, не рассчитанные на высокие отборы по пластам и скважинам;

3) трудность монтажа станков-качалок в условиях сильной заболоченности территории месторождений.

Кроме того, применение оборудования с штанговыми глубинно-насосными установками связано с увеличением металлоемкости подземного оборудования и сокращением межремонтного периода при эксплуатации наклонных скважин (см. ниже); возможна парафинизация поверхности колонны в кольцевом пространстве.

В большей степени отвечают условиям эксплуатации конструкции с применением погружных центробежных насосов и позволяющие осуществлять отборы жидкости по пластам в широких пределах. Из оборудования подобного типа следует упомянуть конструкцию, предложенную В. Н. Беленьким. Это оборудование обеспечивает раздельный отбор жидкости по схемам «фонтан -- насос» и «насос -- фонтан» (предусматриваются автономные лифты путем использования кольцевого пространства), а также и по схеме «насос -- насос» (путем спуска на одной подъемной колонне двух автономных погружных насосов).

Основные недостатки оборудования следующие:

1) не обеспечивается контроль за состоянием разработки каждого пласта;

2) наличие двух кабелей и двух насосов с кожухами (схема «насос -- насос») усложняет проведение спуско-подъемных операций и требует увеличения диаметра обсадных колонн, а жесткая их связь с пакерующим узлом вызывает необходимость при выходе из строя насоса в распакеровке и подъеме всего оборудования. Аналогичные недостатки присущи и оборудованию, разработанному в ОКБ БН.

Существующие конструкции оборудования для раздельного отбора нефти из двух пластов одной скважиной (с применением как штанговых, так и центробежных насосных установок) предусматривают на каждый пласт индивидуальный насосный механизм (два пласта -- два насоса).

В настоящее время в связи с старением фонда скважин учащаются случаи нарушения герметизации эксплуатационных колонн, а следствие обводнение или перетоки. В сложившихся условиях целесообразно применить компоновку оборудования скважин производства ООО НПФ «Геоник» получившее название «ТАНДЕМ - 4» (рисунок 3.9)

Рисунок 3.9 - схема компоновки «тандем 4»

Принцип работы компоновки «Пакер+НСИ+УЭЦН», включающей извлекаемый струйный насос и получившей название «Тандем-4», следующий (рисунок 3.9). В трубы НКТ посредством ЭЦН нагнетается скважинный флюид, при прохождении которого через сопло струйного насоса(рисунок 3.10) в приемной камере создается разрежение. Через технологические каналы происходит всасывание газа из затрубного подпакерного пространства в смесительную камеру струйного насоса, где газ смешивается с флюидом и через диффузор насоса выносится в НКТ. Описанный процесс уменьшает плотность столба жидкости над УЭЦН скважины, что частично компенсирует падение давления в НКТ при прохождении скважинного флюида через сопло струйного насоса и позволяет за счет постоянного отбора газа из подпакерного затрубного пространства эксплуатировать скважину, снижая уровень забойного давления даже ниже давления на приеме насоса.

Рисунок 3.10 - Струйный насос

Рисунок 3.11 - Пакеры типа ПИМ-КВ

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Эффективность применения метода одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину

Как известно, экономическая эффективность применения новой техники и технологии определяется уровнем капитальных и эксплуатационных затрат на добычу нефти. Рассмотрим изменение структуры этих затрат на примере Усть-Балыкского месторождения при следующих условиях.

В разрезе месторождения выделяются два эксплуатационных объекта: верхний -- пласты БI, БII+III, нижний - БX- Сравниваются две гипотетические скважины -- одна из них пробурена на верхний объект, другая -- на нижний (вариант «а»), и одна скважина, в которой вскрыты оба объекта и эксплуатация которой осуществляется с применением оборудования для раздельного отбора нефти по схеме «фонтан -- фонтан» (вариант «б»).

Считаем, что энергетические затраты в обоих случаях отсутствуют. Стоимость скважин, а следовательно, и их амортизацию, принимаем неизменной; амортизация прочих основных средств несколько изменяется за счет удорожания подземного оборудования при раздельном отборе нефти. Удельные расходы на поддержание пластового давления и перекачку нефти считаем неизменными. Цеховые и общепромысловые расходы меняются с изменением прямых эксплуатационных затрат.

Коэффициент эксплуатации (вариант «б») несколько снижается и может быть определен по формуле

тб=1+п(тa - 1), (4.1)

где п -- число пластов (два);

тa -- коэффициент эксплуатации скважины, проведенной на один пласт (0,97).

Для начала проведём плановую калькуляцию себестоимости добычи нефти по НПУ Юганскнефть в среднем на одну скважину, проведенную на верхний (пласты Бх, БII+III) или нижний (пласт Бх) эксплуатационные объекты. Данные по калькуляции приведены в табл.4.1.

Далее рассчитаем удельные капитальные вложения при раздельной сетке скважин (вариант «а») и при совмещенной сетке (вариант «б»). Результаты расчёта приведены в табл. 4.2.

Экономическая эффективность применения метода одновременно-раздельной эксплуатации в условиях Усть-Балыкского месторождения рассчитана по действующей межотраслевой методике

Э = (Сa + ЕнКа)-(Са + ЕнКб),

гдеЭ -- годовой экономический эффект в млн. руб.;

Са, Сб -- среднегодовая сумма эксплуатационных затрат соответственно по вариантам «а» и «б» в млн. руб.;

Ка, К6 -- сумма капитальных вложений на соответствующий объем добычи нефти в млн. руб.;

Ен -- нормативный коэффициент (0,2).

Тогда

Э = (217,7 + 0,2*504) - (192,4 + 0,2*295) = 67,3 млн. руб.

Таблица 4.1 - Данные по калькуляции

Таблица 4.2 - удельные капитальные вложения при раздельной сетке скважин (вариант «а») и при совмещенной сетке (вариант «б»).

Таблица 4.3 - Технико - экономические показатели применения раздельной и единой сетки

Подведём итог:

1. Капитальные вложения при одновременно - раздельном способе добычи в 1.71 раза меньше чем при раздельном методе.

2. Эксплуатационные затраты, так же на 20% меньше.

3. Себестоимость добычи нефти методом одновременной раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине ниже на 29 %, чем по варианту «а».

4. Годовой экономический эффект равен 67,3 млн.рублей.

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин

При эксплуатации фонтанных скважин производятся работы: по оборудованию скважин, по ремонту арматуры и чистке песчаных пробок; во время открытых фонтанов по установке задвижек и арматуры. Все эти работы имеют свою специфику.

При производстве работ при спуске НКТ необходимо принять все меры для предупреждения и открытого выброса (фонтанирования).

Основными мероприятиями являются:

заполнение скважины жидкостью заданной плотности до ее устья;

наличие работоспособного превентора;

тщательный технический и технологический надзор за состоянием скважины.

Так как спуск НКТ может проходить в газовой атмосфере (до определенных пределов), то необходимо принять противопожарные меры. Основные мероприятия сводятся к следующему:

недопущение открытого огня вблизи производства работ;

выключение электроэнергии вблизи скважины;

освещение зоны работ (в темное время суток) прожекторами, установленными не менее чем за 30 м от скважины;

применение инструмента, не дающего искры;

установка медной воронки (для предупреждения ударов муфт);

осмотр смазки трущихся частей подземных механизмов.

Кроме опасности в пожарном отношении, работа в газовой атмосфере вредна, поэтому обеспечение работников противогазами, уменьшение времени пребывания в газовой атмосфере и организация медицинской помощи на месте работы являются обязательными мерами безопасности.

5.2 Техника безопасности при монтаже и эксплуатации скважин, оборудованных погружными насосами

Все работы по монтажу, демонтажу и эксплуатации установок погружных центробежных и винтовых насосов необходимо выполнять в строгом соответствии с Правилами безопасности на нефтедобывающих промыслах, Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок и требованиями инструкций.

Специальные требования по безопасному ведению работ предусматривают выполнение следующих правил.

1. Проверку надежности крепления аппаратов, контактов наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токоведущим частям, осуществлять только при выключенной установке, выключенном рубильнике и со снятыми предохранителями.

2. Корпуса трансформатора (автотрансформатора) и станции управления, а также броня кабеля должны быть заземлены.

3. Обсадная колонна скважины должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.

4. Установка включается нажатием на кнопки "Пуск" и "Стоп" или поворотом пакетного переключателя, расположенных на наружной стороне двери станции управления, персоналом, имеющим квалификации группы I и прошедшим специальный инструктаж.

5. Работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов на станциях управления, а также переключение ответвлений в трансформаторах (автотрансформаторах) необходимо проводить только при выключенной установке, выключенном блоке рубильник - предохранитель, со снятыми предо
хранителями, двумя лицами с квалификацией одного из них
не ниже группы III.

6. Кабель со станций управления до устья скважины прокладывается на специальных опорах на расстоянии не менее 400 мм от поверхности земли.

7. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных пусках.

8. Сопротивление изоляции установки измеряется мегомметром напряжением до 1000 В.

9. Менять блок рубильник - предохранитель и ремонтировать его непосредственно на станции управления только при отключенном напряжении сети 380 В от станции управления (отключение осуществляется персоналом с квалификацией не ниже группы III на трансформаторной 6/0,4 кВ).

10. При соединении узлов погружного агрегата запрещается держать руками шлицевую муфту.

5.3 Противопожарные мероприятия