ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, УСТЬЕВОГО И ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ЧИНАРЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

время как ток срабатывания микропроцессорного устройства «Сириус-Т», вне зависимости от моделируемых коэффициентов несинусоидальности не изменяется. Работа устройства «Сириус-Т», в диапазоне заданной уставки, обеспечивается за счет фильтрации высших гармоник входных сигналов[8].

Таким образом, для корректной работы электромеханических дифференциальных реле ДЗТ-11 и ее прототипов, установленных в схемах защиты трансформаторов питающих нелинейную нагрузку, необходимо исключение влияния токов ВГС. Выводы:

1. Одной из составляющей тока небаланса в дифференциальных токовых цепях защиты трансформаторов являются ВГС, создающие небаланс среднеквадратичных значений токов.

2. Электромеханические дифференциальные реле в условиях нелинейной нагрузки могут ложно срабатывать от токов небаланса вызванного ВГС.

3. Выбор устройства выявления витковых замыканий в обмотках силовых трансформаторах, необходимо осуществлять с учетом характера нагрузки трансформатора.

4. Микропроцессорные устройства, выполняющие функцию дифференциальной защиты должны реагировать только на ток первой гармоники, в то время как устройства выполняющие функцию перегруза должны реагировать на среднеквадратичные значения тока.

5. Разработка технических решений исключающих, влияния ВГС на работу дифференциальных электромеханических реле является актуальной задачей.

Список литературы

1. Шерьязов С.К., Пятков А.В. Анализ видов и причин повреждений трансформаторов 10/0,4 кВ в сельских электрических сетях. Материалы LIII международной науч.-техн. конф. «Достижения науки - агропромышленному производству». Челябинск: ЧГАА, 2014. С 320-325.

2. Шерьязов С.К., Пятков А.В. Выявление витковых замыканий в обмотках трансформаторов 10/0,4 кВ эксплуатируемых в сельских сетях. Материалы VIII международной научно-практической конференции молодых ученых «Инновационные тенденции развития Российской науки».Красноярск: Крас-ГАУ, 2015.

3. Овчаренко Н.И. Микропроцессорные комплексы релейной защиты и автоматики распределительных электрических сетей. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 1999.-64 с.

4. Шерьязов С.К., Пятков А.В. Влияние нелинейной нагрузки на работу трансформаторов 6-10/0,4 кВ эксплуатируемых в сельских сетях. Материалы L IV международной науч.-техн. конф. «Достижения науки - агропромышленному производству». Челябинск: ЧГАА, 2015.

5. Жежеленко И.В., Саенко Ю.Л. Показатели качества электроэнергии и их контроль на промышленных предприятиях. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энер-гоатомиздат, 2000. 252 с.

6. Patrick Heavey., Clint Whitney. RMS Measuring Principles in the Application of Protective Relaying and Metering. Presented before the 30 th Annual Western Protective Relay Conference. Spokane, WA USA. 2003.

7. Мусаэлян Э.С. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. 384 с.

8. Микропроцессорное устройство защиты «Сириус-Т». Руководство по эксплуатации. - М.: ЗАО «РАДИУС Автоматика», 2010.

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, УСТЬЕВОГО И ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ЧИНАРЕВСКОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ

Рахимов Абельшаек Абельхаликович,

канд.техн. наук, доцент, Нариков Канат Амангельдиевич, канд.техн.наук, Джумагалиев Дияс Асхатовив,

магистрант, Западно- Казахстанский аграрно-технический университет им. Жангир хана, г.Уральск

Одной из важных задач освоения и рациональной разработки месторождения является поиск наиболее рациональных способов подъема пластовой жидкости на поверхность. Затраты, зависящие от способа эксплуатации скважин, имеют существенное значение в структуре затрат на добычу нефти. В общем виде задача сводится к обеспечению получения намеченных объемов подъема

жидкости из скважин на период разработки месторождения при минимальных затратах.

Кроме экономических показателей, необходимо предусмотреть возможность проведения исследований и ремонта скважин, надежность эксплуатации. Важное значение уделяется возможности регулирования отборов жидкости.

Месторождение Чинаревское имеет сложное геологическое строение, большие глубины залегания продуктивных отложений и невысокие коллекторские свойства пород. Залежи нефти и газа приурочены к различным стратиграфическим и литологическим комплексам.

Северо-Восточная турнейская нефтяная залежь находилась. в пробной эксплуатации в период 2001-06гг. в соответствии с утвержденным Проектом пробной эксплуатации. В 2005 г. АО НИПИ «Каспиймунайгаз» выполнен «Подсчет запасов нефти и газа Северо-восточной залежи месторождения Чинаревское и ТЭО КИН», который утвержден ГКЗ РК (протокол № 513-06-У от 26 мая 2006).

На основе этих запасов была составлена Технологическая схема разработки Северо-восточной турнейской залежи месторождения Чинаревское, утвержденная ЦКР МЭМР РК в 2006 году (Протокол № 40 от 17 ноября 2006г.). Утвержденный вариант разработки предусматривает применение технологии заводнения для ППД по пятиточечной системе с плотностью 100 га/скв при общем количестве скважин 38 ед.

В настоящей технологической схеме турнейские нефтяные залежи Т-1Б, Т-II и Т-Ш со средней глубиной залегания 4350 м выделены в первый объект эксплуатации, франско-живетская нефтяная залежь (средняя глубина залегания 4950 м) выделена во второй объект эксплуатации.

Для разработки I объекта в настоящей Технологической схеме рассмотрен и рекомендован вариант 1 базовый, утверждённый в действующей Техсхеме, с площадной пятиточечной системой воздействия на пласт.

Обоснование и выбор способов добычи и режимов эксплуатации нефтяных скважин месторождения Чина-рёвское определяется в соответствии с условиями разработки рекомендуемых вариантов и данных, приведенных в таблицах «Характеристика основного фонда скважин» и «Характеристика основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости» варианта 1 по турнейской залежи, и варианта 4 по франско-живетской залежи с учётом существующих технико-технологических условий эксплуатации скважин:

• пластовое давление скважин турнейской залежи поддерживается закачкой воды со 100 % компенсацией отборов;

• скважины вводятся в добывающий фонд из бурения;

• среднегодовой дебит скважин I объекта по нефти и жидкости с вводом новых единиц увеличивается, соответственно, до 87,8 т/сут и 99,7 т/сут, со снижением в дальнейшем, соответственно, до 20,4 т/сут и 75,3 т/сут (в 2025 г.).

• средняя обводнённость скважин I объекта имеет тенденцию быстрого роста до 72,9 % в 2025 г.;

• скважины I объекта с небольшой обводнённостью при продуктивности, обеспечивающей проектный дебит и добычу нефти эксплуатируются фонтанным способом. В скважинах с небольшой обводнённостью при низкой продуктивности и с большой обводнённостью, проектный дебит и проектная добыча нефти обеспечивается за счёт применения внутрискважинного газлифта, организация которого освоена на месторождении;

• забойные давления фонтанирования скважин на уровне давления насыщения (19,1 МПа - I объект и 27,5 - II объект) или ниже на оптимальную величину, установленную по результатам «Программы

исследований по определению оптимальной величины снижения Рзаб по отношению к Рнас», осуществляемой в настоящее время на месторождении;

На основании проведенного анализа существующих условий эксплуатации, проектных технологических условий разработки настоящей технологической схемы и физико-химических свойств добываемого флюида, следует, что фонтанный способ добычи скважин I объекта -при низкой обводнённости, и продуктивности достаточной для обеспечения проектных дебитов. При увеличении обводнённости и снижении продуктивности скважин I объекта, добычу наиболее рационально осуществлять с помощью внутрискважинного газлифта (наличие газовых залежей, большая глубина залегания продуктивного пласта, наличие агрессивных компонентов). Организация внутрискважинного газлифта (по имеющемуся опыту применения) должна происходить постепенно по мере необходимости.

Для расчёта и обоснования фонтанного подъёмника необходимо определить условия фонтанирования (зависимость минимальных забойных и устьевых давлений фонтанирования). Условия фонтанирования зависят от соотношения между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъёмника. Для расчета предельных забойных давлений и обоснования условий применения фонтанного способа добычи при эксплуатации турнейской и франско-живетской залежей месторождения Чинарёвское, использован графоаналитический метод, основанный на определении соотношений объема свободного газа и расхода газа в зависимости от давления на устье скважины. Расчеты выполнены при работе газожидкостных подъемников с безводной продукцией и с обводнённостью до 20 % и до 50 %.

Для условия фонтанирования необходимо, чтобы средний объем свободного газа, приходящийся на единицу массы жидкости (Гэф) был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа (Гэф > Rопт), при работе подъемника на оптимальном режиме Rопт

Количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования безводной продукции, будет равно:

Р

^н = Рс - Ру + К опт • Ро • Ьп

У ,

где Рс - давление на забое Ру - устьевое давление Р0 - атмосферное давление.

я.

К

где относительное погружение

Р - Р

с у

я

р-В•ь ,

2,769 • 10-4 р2 • Ь2

тах 10 5

а0,5 •

где р - плотность жидкости I-длина НКТ d -диаметр НКТ

Подставляя (2.3) и (2.4) в (2.2), получим:

_ 2,769 • 10-4 р2 • Ь2

0пт = а05 •(рс - ру )• ьп (р^ру ) \

1 -

р - р

--с -"-у р^ ё •ь

.

Условие фонтанирования для обводненной нефти в развернутом виде запишется так:

Го - а-

Р + Р

-С-У - Рс

2 0

•(1 - п )>

2,77 • 10-4 р2 • Ь2 а0,5 •

1 -

У) V

Р - Р

с у

Р^ ё • Ь

Го - замеряемый на промыслах газовый фактор где а - коэффициент растворимости газа п - обводненность продукции. Из неравенства можно определить минимально необходимое давление на башмаке Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, р.

На рисунках 1 и 2 приведены графики зависимости минимальных забойных давлений фонтанирования от устьевых давлений в подъемнике (НКТ) с наружным диаметром 88.9 мм, для скважин с обводнённостью продукции, соответственно 0 %, 20 % и 50 % I объекта.

Как видно, из графика на рисунке 1, условия фонтанирования при эксплуатации с Рзаб>Рнас, при безводной

продукции ограничиваются предельными устьевыми давлениями (Ру) от 0,6 МПа до 8 МПа и соответствующими предельными забойными давлениями (Рзаб) от 19,1 до 36,4 МПа. При обводнённости продукции до 20 % условия фонтанирования: при Ру от 0,5 до 7 МПа, при соответствующих Рзаб от 21,7 до 36,7 МПа. С увеличением обводнённости до 50 % условия фонтанирования ещё более ухудшаются и ограничиваются Ру от 0,5 до 4 МПа при Рзаб от 27,9 до 37 МПа. Как видно из графика 2 согласование работы пласта и подъёмника диаметром 88,9 мм (режим работы скважин I объекта при оптимальном дебите) возможно при забойных давлениях от 37 до 18 МПа, дебит при этом может изменяться от минимального 2 т/сут до максимального 185 т/сут, при давлении на устье от 7 до 1 МПа, в соответствии с продуктивностью скважин.

39

3^

45

а

Р

?

О?1 31

£ 3 29

э в 21

25

23

я 21

15

17

15

___

...

Г

К

О 0.5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 3 5,5 У сгь евое д авл енне, МПа

- Обводненность 0%

- ?нас

- Обводнённость 20 % -Рш

Обводнённость 30%

Рисунок1 Условия фонтанирования скважин при добыче нефти с обводненностью.

Рисунок 2 - Режим работы скважин I объекта.

Режим работы скважин устанавливается или по заданному дебиту, или по заданной депрессии изменением устьевых давлений (установкой штуцера), до возможных значений, но не ниже давления в системе сбора.

В таблице 1 приведена рекомендуемая компоновка фонтанного лифта с указанием толщины стенок НКТ и глубины спуска.

Предлагаемая компоновка лифтовых колонн, её размер и глубина спуска основаны на том, что она обеспечивает:

• максимальную отдачу скважины, с наименьшими гидравлическими потерями;

Компоновка колонны насосно

установку в скважине подземного оборудования, обеспечивающего эффективную и безопасную эксплуатацию скважины (клапан безопасности и па-кер);

проведение необходимых геофизических исследований;

допуск на коррозию в размере, примерно 20 % от толщины стенки (около 1мм); достаточную сопротивляемость всем нагрузкам, возникающим в ходе различных операций, которые могут проводиться в течение всего срока службы скважины.

Таблица 1

компрессорных труб

Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм Наружный диаметр лифтовой колонны, мм Толщина стенки НКТ,мм Глубина спуска НКТ, м

139.7, 168.3, 177.8 88,9 6,45 До интервала перфорации

Глубина спуска насосно-компрессорных труб до интервала перфорации обоснована тем, что при спуске колонн над интервалом перфорации (на разную величину) снижается скорость потока на этом участке; чем выше установлен башмак, тем больше потери скорости, а при спуске НКТ, перекрывающих интервал перфорации, появляется необходимость установки перфорированного патрубка и тем самым увеличивается риск повреждения башмака колонны за счёт прямого воздействия поступающего из пласта флюида (за счёт «скоростной» эрозии).

Поскольку продукция скважин содержит сероводород, расчёт колонн НКТ (допустимой глубины спуска) производится с учётом максимальных постоянных и переменных нагрузок (собственного веса колонны, установки гидравлического пакера, испытания колонн на герметичность, проведения ГРП и перфорации,спуска колонны в наклонную скважину). Расчеты произведены в соответствии с РД 39-0147014-515-85 «Особенности расчёта трубных колонн для нефтяных и газовых скважин сероводо-родсодержащих месторождений». Для компоновок колонн с наружным диаметром 88,9 мм (Двн=76 мм), спускаемых на глубину до 4500 м рекомендуются трубы марки SM-90 S (предел текучести от=620-724 МПа); на глубину более 4500 м - SM-95 S (от 655-758 МПа), поставляемые фирмой «Сумитомо Металл Индастриз, Лтд.», отвечающие требованиям стандарта API 5СТ, с гарантируемым пороговым напряжением (СКРН) 75 %, или аналогичные по технической характеристике трубы других фирм изготовителей, соответствующих стандарту API 5СТ. Соединения труб должны быть металл по металлу типа NEW VAM, Hydril Type 533 Tubing или другого типа с аналогичной характеристикой.

Устьевое оборудование фонтанных нефтяных скважин выбирается исходя из условий предлагаемых вариантов разработки и условий эксплуатации месторождения (глубина залегания продуктивных пластов 4500 и 5000 м, газовый фактор 200 и 635 м3/т, Рпл 37,3 и 50 МПа).

Этим условиям отвечает фонтанная арматура крестового типа на рабочее давление 50 МПа, с проходным диаметром стволовой части ёлки-60 мм и проходным диаметром боковых отводов 60 мм с ручным и автоматическим способом управления задвижками (АФК6А -

60х35К1 по ГОСТ 13846-84 или соответствующая ей по классификации API). Боковые выкиды арматуры оборудуются штуцеродержателями для установки щтуцеров, фонтанными клапанами и дросселями. Устье скважины должно изготавливаться согласно AISI 4130, для работы в коррозионной среде. Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

• панели управления (для автоматического закрытия задвижек центральной и отводящих линий), с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах. Панели оборудуются также пневмо-гидравлическим контуром для управления сква-жинным клапаном безопасности;

• систему нагнетания для ввода ингибитора парафи-ноотложений в скважину и на выход фонтанного клапана в зимнее время, чтобы избежать затвердевания парафиновых осадков. Систему нагнетания химреагентов в скважину, для антикоррозионной защиты внутренней поверхности НКТ и обработки ингибиторами.

Внутрискважинное оборудование Условия эксплуатации месторождения (большая глубина, значительные продуктивные толщины и сероводородная среда) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования. Потенциальная опасность, связанная с содержанием H2S и СО2, с сравнительно высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности. К этой системе относятся клапан - отсекатель и пакер.

Скважины рекомендуется оборудовать клапанами-отсекателями для скважинной среды с объёмным содержанием СО2 и H2S до 6 %, на рабочее давление 50 МПа. Скважины могут быть оборудованы клапанами - отсека-телями по выбору недропользователя, с требуемыми техническими параметрами. Клапаны - отсекатели с гидравлическим управлением (с линией управления, расположенной в затрубном пространстве и подключением к системе управления на устье), устанавливаются при помощи замка в посадочном ниппеле на глубине около 50 м от устья, для более удобного их обслуживания и управления ими. Поскольку такое расположение клапана может осложнить условия его эксплуатации (в случае возможных

отложений парафина на этом уровне), необходимо проводить регулярные обработки скважин ингибиторами па-рафиноотложений, эффективность которых должна определиться в процессе эксплуатации. Выбор клапана - отсе-кателя основан на том, что он должен эффективно действовать при возникновении аварийных ситуаций, связанных с неисправностями в подземном и наземном оборудовании, возникновением пожара, уничтожением фонтанной арматуры и др. Выводы

1. Основным критерием при выборе компоновки НКТ и режима работы скважины является достижение минимальных потерь давления при движении флюида по колонне НКТ, т.е. перепад давления по длине подъёмника должен быть минимальным, а его пропускная способность и соответственно добыча максимально возможной.

2. Фонтанная арматура выбирается согласно условиям эксплуатации месторождения.

3. Условия эксплуатации ЧНГК месторождения (большая глубина) накладывают определённые условия при выборе подземного оборудования. Компоновка подземного оборудования должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, гидравлического разрыва пласта и т.д.

Список использованных источников

1. Подсчет запасов нефти и газа Северо-восточной залежи месторождения Чинаревское, АО НИПИ «Кас-пиймунайгаз», Атырау, 2005 г.

2. Технический отчет №14(57)/2006 ЗАО «Аксонойл» по «Исследованию пластового флюида отобранного из скважин 30, 50 и 56» от 03.09.2006 г., г. Саратов.