оошо. 1 геологический раздел
 Скачать 1.97 Mb.
|
|
2.3 Организация системы ППД на Западно-Сургутском месторождении Производственная инфраструктура Западно-Сургутского месторождения расположено в зоне деятельности НГДУ «Сургутнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, водоводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания. Система сбора и транспорта продукции скважин на Западно-Сургутском месторождении включает в себя: − четыре дожимные насосные станции с установками предварительного сброса пластовой воды (ДНС с УПСВ) суммарной проектной производительностью по жидкости 55 тыс.м3/сут: ДНС-1П, ДНС-1, ДНС-3, ДНС-4; − четыре кустовые насосные станции суммарной проектной производительностью 44,9 тыс.м3/сут; − нефтесборные сети протяжённостью порядка 189 км; − высоконапорные водоводы протяжённостью порядка 176 км; − низконапорные водоводы пресной и сточной воды протяжённостью 34 км; − система нефтепроводов напорных протяжённостью 58,5 км; − система внутрипромыслового и внешнего транспорта газа. Западно-Сургутское месторождение находится на поздней стадии разработки (обводнённость скважин высокая  90%), поэтому для заводнения достаточно пластовой жидкости извлекаемой на поверхность вместе с нефтью. В этом случае организуется замкнутая система водоснабжения с утилизацией сточных промысловых вод. Организация системы водоснабжения (рисунок 6): – пластовая жидкость (вода+нефть) с добывающих скважин поступает на дожимные насосные станции (ДНС) и установки подготовки нефти (УПН) где происходит отделение основной массы воды от нефти (вода, отделённая от нефти называется подтоварной); – далее подтоварная вода поступает на очистные сооружения (ОС) для окончательной очистки от капелек нефти и механических примесей; – после очистки конечная насосная станция (КНС) подаёт воду на блочные кустовые насосные станции (БКНС), которые насосами перекачивают её под высоким давлением на кусты; – на кустах через распределительные устройства (блоки напорных гребёнок) вода поступает в нагнетательные скважины. Очистные сооружения и станции перекачки воды (КНС) входят в состав ДНС, которые распределены по площади месторождения и УПН. Установки подготовки нефти, как правило расположены в одном месте – в центральном пункте сбора (ЦПС). На ЦПС поступает нефть со всех ДНС промысла и также может поступать сразу с кустовых площадках (минуя ДНС).  Рисунок 6 – Схема замкнутой системы водоснабжения Подготовка пластовых вод для ППД. Подтоварную воду (воду, полученную в результате отделения воды от нефти нельзя сразу закачивать в пласт, т. к. это может вызвать загрязнение продуктивного пласта и снижение его проницаемости, к коррозии оборудования. Перед закачкой в пласт подтоварная вода подвергается очистке от механических примесей, остатков нефти, соединений железа. На месторождении для очистки воды применяются отстойные установки закрытого типа. В отстойных установках очистка воды от примесей происходит за счёт разделения фаз в поле тяжести внутри резервуара: капельки нефти в воде всплывают вверх, а механические примеси оседают на дне. 2.4 Эффективность системы ППД Западно-Сургутского месторождения Закачку воды в целях поддержания пластового давления на Западно-Сургутском месторождении начали проводить с 1981 года. В настоящее время с поддержанием пластового давления разрабатываются объекты АС7-8, АС9-10, БС2, БС10, БС18-22 и ЮС2. С начала разработки в продуктивные пласты закачано 112907 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 111,6%, накопленная 95,1%. В качестве источников водоснабжения на месторождении используется подтоварная вода с УПСВ ДНС-1, ДНС-3 и ДНС-4 месторождения и сеноманская вода водозаборных скважин, пробуренных на площадке БКНС. Доля подтоварной воды составила 93,9% от общего объема закачки воды, сеноманской – 6,1%. Сеноманская вода служит дополнительным источником водоснабжения к объемам подтоварной воды, для покрытия общей потребности в воде по Яунлорскому месторождению. Контроль качества закачиваемой воды осуществляется лабораторным анализом проб на содержание твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефтепродуктов. Результаты анализов проб показывают, что в закачиваемой воде наличие нефтепродуктов в пределах 30 мг/л. Содержание механической примесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде соответствует предельно допустимые нормам содержания по пластам: На основных объектах разработки Западно-Сургутского месторождения (АС7-8, БС10, БС18-22) организована блоковая трёхрядная система заводнения с размещением добывающих скважин по сетке 425х425 в сочетании с поперечным разрезанием блоков (см. рисунок 4). Действующий фонд нагнетательных скважин месторождения составляет 477 ед. Устьевое давление нагнетательных скважин − 17 МПа (для объектов АС, ЮС), 13 МПа (для объектов БС). Средняя приёмистость нагнетательных скважин составляет 188 м3/сут, средний объем закачки на одну нагнетательную скважину составляет 685,7 тыс. м3. Эффективность системы ППД определяется степенью снижения пластового давления относительно первоначального значения. Начальное пластовое давление по объектам разработки Западно-Сургутского месторождения составляет: АС7-8 – 18 МПа; АС9-10 – 21,6 МПа; БС2 – 22,3 МПа; БС10 – 22,5 МПа; БС18-22 – 26 МПа, ЮС2 –26 МПа (таблица 3). Снижение текущего пластового давления в зоне отбора относительно первоначального составляет: − по объекту АС7-8 - 3,0 МПа (16,7 %); − по объекту АС9-10 -1,5 МПа (6,9 %); − по объекту БС2 -1,7 МПа (7,6 %); − по объекту БС10 -2,4 МПа (10,7 %); − по объекту БС18-22 -2,1 МПа (8,1 %); − по объекту ЮС2 – 1,2 МПа (4,9 %). Таблица 3 − Пластовое давление по объектам разработки
Энергетическое состояние объектов месторождения в целом на данном этапе разработки можно считать удовлетворительным. Однако снижение текущего пластового давления (особенно на объектах АС7-8, БС10) ухудшает условия вытеснения нефти. 2.5 Применение установок ЭЦН перевёрнутого типа для закачки воды в нагнетательные скважины Одной из проблем разработки Западно-Сургутского месторождения является снижение пластового давления для продуктивных пластов. Низкое пластовое давление приводит: к снижению динамического уровня жидкости в добывающих скважинах, что осложняет работу насосного оборудования; к снижению уровня добычи и коэффициента извлечения нефти. Повысить пластовое давление и улучшить энергетическое состояние объекта разработки можно путём увеличение текущих приёмистостей нагнетательных скважин за счёт повышения устьевого давления. Существующая на месторождении централизованная система водоснабжения (КНС, БКНС, блок-гребёнки, водоводы) не позволяет повысить давление нагнетания из-за ограничения мощности насосов на КНС и БКНС. Также в системе водоснабжения имеются значительные потери давления из-за удалённости кустов скважин от БКНС и КНС. Для повышения давления в системе ППД на месторождении проводятся опытно-промышленные работы по внедрению скважинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), адаптированных для закачки воды в пласт. Схема установки для закачки воды в пласт с помощью ЭЦН показана на рисунке 7 (установка ЭЦН перевёрнутого типа – УЭЦНПТ). Установка спускается в нагнетательную скважину. В качестве насосного агрегата применяется ЭЦН перевёрнутого типа. В этом случае электродвигатель, гидрозащита и входной модуль находятся выше насоса, а поток жидкости движется сверху вниз. Нижняя часть компоновки состоит из якоря, который фиксирует компоновку в скважине и пакера, который изолирует призабойную зону. Устье скважины оборудуется специальной арматурой, которая позволяет подавать воду под давлением и имеет узел для прохода электрического кабеля. Работа установки: вода под давлением нагнетания БКНС подаётся через устьевую арматуру в затрубное пространство; через входной модуль вода попадает в полость электроцентробежного насоса, который создаёт дополнительный напор; с выхода насоса вода поступает в НКТ, изливается в подпакерное пространство и далее закачивается в пласт. Охлаждение погружного электродвигателя осуществляется потоком закачиваемой воды. Таким образом, установка позволяет увеличить давление нагнетания воды в пласт на величину напора, развиваемого ЭЦН. Монтаж установки выполняется за две СПО: сначала в скважину спускается пакерная компоновка с якорем; затем установка ЭЦН перевёрнутого типа. В состав установки входит расходомер, который позволяет контролировать расход нагнетаемой воды.  Рисунок 7 − Установка ЭЦН перевёрнутого типа для нагнетания воды в пласт Преимущества УЭЦНПТ: – обеспечивает закачку жидкости в нагнетательные скважины в больших объемах и с высоким давлением, что позволяет повысить пластовое давление до рекомендуемых значений; – позволяет снизить давление в подводящих водоводах, что уменьшает затраты на высоконапорные коммуникации, повышает надежность, экологическую безопасность и уменьшает убытки от порыва водоводов – снижаются гидравлические потери в водоводах, что позволяет снизить расход электроэнергии насосами перекачки воды – используется такое-же оборудование ЭЦН, как и для нефтяных скважин (погружные электродвигатели, насосы, гидрозащита, кабель, станция управления), это упрощает монтаж, ремонт и обслуживание установки. Технологическая эффективность внедрения УЭЦНПТ определяется увеличением дебита нефти и динамического уровня в реагирующих добывающих скважинах. Анализ эффективность внедрения УЭЦНПТ на кустовой площадке №39 месторождения. Дата запуска УЭЦНПТ – апрель 2017 г. Закачка производится в нагнетательную скважину 234н, реагирующими являются шесть добывающих скважин. На графике (рисунок 8) показаны режимы работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин до и после запуска УЭЦНПТ. К этим режимам работы относятся: – суммарная закачка воды в нагнетательные скважины, м3/сут.; – суммарная добыча нефти, т/сут.; – средняя приёмистость нагнетательных скважин, м3/сут.; – среднее давление закачки воды, атм. Вывод: – давление закачки воды увеличилось с 176 атм до 200 атм.; – суммарный дебит реагирующих скважин по жидкости и нефти существенно увеличился; – обводнённость выросла в среднем на 10%. Таким образом, внедрение УЭЦНПТ на кустовой площадке дало положительный эффект.  Рисунок 8 − Показатели работы нагнетательных и добывающих скважин до и после внедрения УЭЦНПТ 2.6 Расчёт давления закачки воды в нагнетательную скважину При осуществлении заводнения нагнетаемая вода под высоким давлением подаётся от насосных станций к нагнетательным скважинам. При движении потока жидкости по подводящим трубопроводам вследствие гидравлических сопротивлений на трение происходит снижение давления. Потери давления зависят от скорости потока, характера движения жидкости, состояния внутренней поверхности труб. Из-за потерь давление нагнетания на устье скважины будет меньше давления, развиваемого подающими насосами. Целью расчёта является определение потерь давления в подающем трубопроводе от БКНС до устья скважины и определение давления на устье нагнетательной скважины кустовой площадки. Если давление на устье нагнетательной скважины меньше рекомендуемого значение, то необходимо предусмотреть спуск в скважину УЭЦНПТ с целью повышения давления нагнетания. Для установки требуется подобрать напор насоса из условия обеспечения рекомендуемого значения давления нагнетания. Расчёт проводим для куста скважин Западно-Сургутского месторождения. Вода на кустовую площадку подаётся от БКНС по водоводу высокого давления. Водовод состоит из двух участков, его схема приведена на рисунке 9.  Рисунок 9 − Схема трубопровода Исходные данные Расход воды на первом участке: Q1=125 м3/час=0,0347 м3/с. Расход воды на втором участке: Q2=50 м3/час = 0,0139 м3/с. Длина первого участка: L1=1500 м. Внутренний диаметр трубопровода на первом участке: d1=183 мм. Длина второго участка: L2=2700 м. Внутренний диаметр трубопровода на втором участке: d2=144 мм. Динамическая вязкость пластовой воды: μ=1,3·10-3 Па·с. Плотность пластовой воды: ρ=1020 кг/м3. Давление нагнетания БКНС: Р=16 МПа. Рекомендуемое давление на устье нагнетательных скважин: Ррек=180 атм. Шероховатость внутренней поверхности трубопровода на первом участке: ∆1=0,3мм. Шероховатость внутренней поверхности трубопровода на втором участке: ∆2=0,4мм. Расчёт потерь давления и давления на устье скважин. Определим линейную скорость потока в подающем трубопроводе. Для первого участка:  , (1)Для второго участка:  , (2)где S1, S2 – площадь внутреннего сечения труб, м2.  , (3) , (4) 2610-3 м2 1610-3 м2  1,33 м/с  0,87 м/с Определим значение числа Рейнольдса. Для первого участка  , (5)Для второго участка  , (6) 194700 100210Режим движения жидкости на обоих участках турбулентный, т. к. Re>10000. Определим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле Альтшуля. На первом участке  , (7)На втором участке  , (8)  Определим потери давления. На первом участке  , (9)На втором участке  , (10)  Суммарное падение давления  , (11)Р=0,9+2,1=3 МПа Давление воды на распределительном узле кустовой площадки – блок-гребёнке:  , (12)Рбг=16-3=13 МПа Примем потери давления в блок-гребёнке и подводящих к скважинам трубопроводах равным Рбг=1 МПа, тогда давление на устье нагнетательных скважин составит: Ру=13-1=12 МПа=120 атм. Полученное давление нагнетания (120 атм.) меньше рекомендуемого значения – 180 атм. Для повышения давления в скважину необходимо спустить ЭЦН перевёрнутого типа. Подберём характеристики ЭЦН из условия обеспечения рекомендуемого давления − 180 атм. Давление, создаваемое ЭЦН: РЭЦН=Ррек-Ру , (13) РЭЦН=180-120=60 атм. Напор ЭЦН:   Таким образом, электроцентробежный насос установки ЭЦН перевёрнутого типа, спущенный в нагнетательную скважину должен развивать напор не менее 600 м. 3 ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||