Кусты скважин

Сырьем проектируемой системы промыслового обустройства является продукция

нефтедобывающих скважин. Скважины на нефтяном месторождении группируются в ку-

сты. Кустовая схема разбуривания нефтяного месторождения принята в Западной Сибири

в целях снижения затрат на передвижку буровых станков, на строительство коридоров

коммуникаций, а также в целях централизации контроля за работой скважин и их обслу-

живания.

Скважины куста разбуриваются, как правило, одним буровым станком, перемещаемым

по площадке от одной скважины к другой. Скважины на кустовой площадке размещают-

ся в соответствии с требованиями норм проектирования и техническими условиями бу-

ровой организации. Устья всех скважин куста размещаются на одной линии. Скважины

разделяются на группы. В составе каждой группы находится от 2 до 4 скважин, размещае-

мых на расстоянии 5 м друг от друга. Следующая группа отстоит от предыдущей на 15–22

м. В составе одной кустовой площадки может размещаться от 4–5 до 16–18 скважин.

Количество скважин, включаемых в состав одного куста, существенным образом влияет

на экономическую эффективность бурения и добычи нефти. Максимальное укрупнение

куста приводит к значительному смещению забоя скважин от вертикали, проходящей че-

рез ее устье. Величина смещения влияет на объем проходки при бурении скважин, чем

больше отход, тем выше стоимость буровых работ и ниже надежность работы скважин-

ного оборудования. Оснащение малодебитных скважин плунжерными насосами ограни-

чивает предельное смещение забоя величиной 1200–1300 м.

Общая закономерность зависимости экономической эффективности от степени укрупне-

ния кустовых площадок состоит в том, что укрупнение куста (увеличение количества

скважин, разбуриваемых с одной кустовой площадки) приводит к увеличению стоимости

буровых работ, однако при этом резко снижаются затраты на строительство и эксплуа-

тацию коридоров коммуникаций. Поиск оптимального решения по степени укрупнения

куста является типичной оптимизационной задачей.

Проект скважин кустовой площадки не входит в состав проекта обустройства месторож-

дения. Границей проектирования скважин и обустройства является запорная арматура,

размещаемая на устье скважины. Проект обустройства месторождения начинается с вы-

хода запорной арматуры каждой скважины.

В составе кустовых площадок, кроме добывающих скважин, размещаются следующие со-

оружения:

– выкидные линии, соединяющие добывающие скважины с групповой замерной

установкой;

– групповая замерная установка (ГЗУ), предназначенная для осуществления кон-

троля за работой добывающих скважин;

– нагнетательные скважины, предназначенные для закачки в нефтяной пласт воды

и/или газа для поддержания пластового давления;

– водораспределительные и/или газораспределительные гребенки, обеспечиваю-

щие распределение и учет агентов, закачиваемых в пласт;

– водозаборные скважины, являющиеся источником получения дополнительных

объемов воды, подаваемой в пласт;

- 16 -

– блок подачи реагентов в продукцию скважин для подавления коррозионных про-

цессов в нефтесборных трубопроводах, для борьбы с асфальтосмолопарафиноотложени-

ями;

– локальная кустовая система канализации, которая обеспечивает сбор и утилиза-

цию протечек нефти и пластовой воды в процессе эксплуатации и ремонта скважин и

наземного оборудования, а также сбор ливневых стоков с площадок, имеющих твердое

покрытие;

– блоки управления и оборудование электроснабжения куста.

Кусты скважин размещаются, как правило, на заболоченных участках или на затапливае-

мой пойме. Началу производства буровых работ предшествует подготовка территории

куста. Она связана со значительным объемом земляных работ. Производится отсыпка

площадки куста привозным грунтом, в необходимых случаях – гидроизоляция кустового

основания, укладка лежневого основания с последующей отсыпкой грунта по лежневке

на высоту не менее 0, 8 м.

Территория кустовой площадки обваловывается земляным валом, примыкает к промыс-

ловой автодороге, имеет 1–2 въезда.

Пример компоновки кустовой площадки представлен на рис. 2.4.

Выкидные трубопроводы соединяют нефтедобывающие скважины куста с групповой

замерной установкой. Эти трубопроводы прокладываются подземно на глубине 0, 8–1, 0

м, работают при давлении 1–6 МПа.

Групповая замерная установка работает в автоматическом режиме. На ее вход по про-

грамме подключается одна скважина, продукция которой разделяется на отдельные

фазы и проходит контрольный замер расхода за определенный промежуток времени. Во

время тестирования одной скважины другие работают на нефтесборный коллектор. Про-

дукция контролируемой (тестируемой) скважины с выхода ГЗУ подается в нефтесбор-

ный коллектор и далее следует к месту сбора. По окончании тестирования одной

скважины производится переключение тестируемой скважины на нефтесборный кол-

лектор, а на тестирование подключается следующая скважина. Результаты тестирования

сохраняются не менее месяца в электронной памяти узла управления ГЗУ. По результа-

там эпизодических замеров производится расчет продукции каждой скважины за уста-

новленные отрезки времени: за 1 час, за сутки, за месяц. Эти данные автоматически пере-

даются в диспетчерский пункт в виде стандартных отчетов.

В последнее время большое внимание уделяется достоверности результатов замера деби-

та, как отдельных скважин, так суммарного дебита куста скважин и месторождения в це-

лом. Результаты измерений дебита с помощью АГЗУ имеют определенную погрешность.

При использовании технологии циклических измерений, когда на тестирование скважи-

ны выводятся поочередно, продукция скважин за сутки или за месяц рассчитывается с

использованием интерполяционных методов. Это увеличивает погрешность измерений.

Кроме того, работа скважины в нефтесбор непосредственно или через ГЗУ дополнитель-

но увеличивает погрешность измерений, особенно, если добыча нефти производится цен-

тробежными насосами. ГЗУ на линии выхода продукции каждой скважины подключается

периодически. Когда скважина не тестируется, противодавление на выходе скважины

имеет одно значение. Когда скважина тестируется, противодавление на выходе скважи-

ны увеличивается на величину гидравлического сопротивления групповой замерной

установки. В соответствии с гидравлической характеристикой центробежного насоса при

тестировании увеличенному противодавлению соответствует пониженная производи-

тельность насоса. Таким образом, дебит куста, рассчитанный по измерениям АГЗУ, ока-

зывается ниже фактического дебита. Более объективную оценку количества добытой

нефти можно получить, если производить непрерывный учет продукции всех скважин

куста. Однако в этой ситуации скважины остаются без необходимого контроля, и может

оказаться, что отдельные скважины потребляют электрическую энергию, не выдавая про-

дукции. Такую скважину необходимо вывести в ремонт, а определение ее эффективности

оказывается недоступным.

Рис. 2.4. Компоновка кустовой площадки

Эффективность добывающих скважин зависит от коэффициента продуктивно-

сти нефтеносного пласта и депрессии на пласт. В местах подачи агента в пласт для под-

держания пластового давления образуется зона максимального давления в пласте. В ме-

стах отбора нефти на добывающие скважины устанавливается минимальное давление.

Разность давлений определяет продуктивность скважины. Чем больше эта разность, тем

выше дебит добывающей скважины.

Для поддержания высокой продуктивности скважин производится закачка

агентов в пласт через нагнетательные скважины. Вопросы поддержания пластового дав-

ления относятся к компетенции геологической службы предприятия, эксплуатирующего

месторождение. Однако здесь есть ряд вопросов, которые не должны исчезать из поля

зрения проектной организации. К числу этих вопросов относятся проблемы утилизации

подтоварной воды, отделяемой от нефти в процессе ее подготовки, а так же вопросы вод-

ного баланса. Подтоварная вода является химически активным агентом. Она высо-

коминерализована, содержит значительное количество солей и представляет серьезную

опасность для стальных трубопроводов, для флоры и фауны. Эта вода в обязательном по-

рядке подлежит возврату в нефтяной пласт. Объем воды, поступающей в пласт через си-

стему ППД, должен компенсировать отбор жидкости из пласта с некоторым запасом,

учитывающим отбор нефти и газа, потери воды в системе ее циркуляции или за счет пе-

ретоков между пластами в залежи. В противном случае давление в пласте будет снижать-

ся.

Для замыкания баланса по воде в системе обустройства месторождения

предусматриваются дополнительные источники водоснабжения. В качестве таковых могут

быть использованы пресные воды поверхностных источников (рек и озер), а также вода

сеноманского пласта из водозаборных скважин.

Для поддержания пластового давления может использоваться газ, добывае-

мый вместе с нефтью. Для закачки газа в пласт его необходимо сжать до давления 23–35

МПа. Сжатие газа до таких давлений при малых расходах производится поршневыми

компрессорами. На крупных месторождениях с объемом добываемого газа более 1 млн

м3/сут могут применяться центробежные компрессоры.

Распределительные гребенки на кустовой площадке используются для кон-

троля и распределения закачиваемых в пласт агентов через нагнетательные скважины. В

качестве агентов используются подтоварная вода, вода сеноманского горизонта, или

пресная вода из поверхностных источников. В качестве вытесняющего агента использу-

ется и нефтяной газ. Иногда применяются схемы совместной закачки воды и газа. Техно-

логия совместной закачки воды и газа находится в стадии освоения. Здесь могут быть

использованы схемы циклической закачки, когда производится последовательная подача

в нагнетательную скважину порций воды и газа. Сейчас активно прорабатывается техно-

логия совместной закачки воды и газа, при этом смесь диспергируется до размера частиц,

соответствующих размеру пор нефтеносного пласта.

Распределительные гребенки размещаются в утепленных боксах. Они обору-

дуются распределительным коллектором, запорной и регулирующей арматурой, сред-

ствами контроля и учета.

Водозаборные скважины оснащаются насосами высокого давления. Подача во-

ды из водозаборной скважины в нагнетательные скважины производится по схеме " из

скважины в скважину". Если нагнетательных скважин несколько, то на кустовой площад-

ке предусматривается водораспределительная гребенка. Давление воды на входе нагнета-

тельных скважин поддерживается на уровне 12–20 МПа.

Для борьбы с осложнениями, вызванными высокой активностью коррозии

нефтесборных трубопроводов, отложениями гидратов, смол, парафина или солей в трубо-

проводах, кроме механических способов используют специальные реагенты – ингибито-

ры коррозии, ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений. Выбор реагента, спо-

соб и режим его подачи в трубопровод должен определяться технологическим регла-

- 19 -

ментом на проектирование. В условиях отсутствия таких регламентов вопросы обеспече-

ния надежности нефтесбора решаются опытным путем, в основном по аналогии с дей-

ствующими системами нефтесбора. В составе проекта должна предусматриваться воз-

можность дозированной подачи реагента в трубопровод. Вопрос о том, какой именно ре-

агент подавать, с каким расходом и как часто – решает служба эксплуатации.

Блок дозирования реагента представляет собой насосную установку, осна-

щенную плунжерным насос-дозатором с электроприводом. Такой насос позволяет изме-

нить расход реагента. Кроме насосов в блоке предусматривается емкость для приема и

хранения реагента, а также расходная емкость, в которой производится приготовление

раствора. Забор раствора реагента на прием насоса осуществляется из расходной емко-

сти. В качестве растворителей реагента могут использоваться вода или жидкие углеводо-

роды в зависимости от решаемой задачи. Максимальное давление подачи реагента дости-

гает 10–16 МПа.

Приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин оборудуются

специальными металлическими приямками размером 2´ 2´ 0, 6 м, предназначенными для

сбора протечки нефти и воды, как при эксплуатации скважин, так и при выполнении ре-

монтных работ. Приямки соединены через канализационный коллектор с подземной емко-

стью, в которой производится сбор и хранение стоков до момента откачки. В эту же ем-

кость производится сброс ливневых стоков с ремонтной площадки с твердым покрыти-

ем. Дренаж оборудования ГЗУ, заполненного нефтью, производится в систему локальной

кустовой канализации для сбора протечек продукта. Эта система также имеет отдельную

подземную емкость, предназначенную для сбора и хранения продукта. Откачка стоков и

продукта из подземных емкостей производится передвижными насосными агрегатами в

нефтесборный коллектор.

Оснащение кустовых площадок специальными малорасходными высокона-

порными насосами позволяет отказаться от использования передвижных насосных уста-

новок. Стационарные насосные агрегаты, способные перекачивать стоки в нефтесборный

коллектор выпускаются фирмой LINAS (г. Москва). Техническая характеристика насоса:

Марка _______насоса – АЦМС 2-260, производительность – 2 м3/час, напор – 200 м.

Мощность электродвигателя – 3 кВт, габариты (длина, ширина, высота) –250, 210, 1010

мм., масса – 60 кг.

Насосы оснащаются средствами контроля и автоматизации, обеспечивающими

автоматическое управление процессом откачки.

Кроме технологического оборудования на кустовой площадке предусматри-

вается размещение комплекта блоков, обеспечивающих электроснабжение, освещение и

автоматический контроль за работой куста скважин.

Для защиты от несанкционированного проникновения проектом предусматри-

вается блокировка и сигнализация состояния двери блока ГЗУ, а также автоматический

контроль за состоянием периметра кустовой площадки. При нарушении периметра куста

или проникновении в блок ГЗУ диспетчеру подается соответствующий сигнал.

Некоторое разнообразие в компоновке кустовых площадок возникает при ис-

пользовании разных способов добычи нефти. Для подъема нефти из пласта на поверхность

могут использоваться следующие технологии:

насосная добыча плунжерными насосами с приводом от станка-качалки; по-

гружными центробежными насосами с приводом от погружного электродвигателя;

струйными насосами, использующими в качестве рабочей жидкости воду, добываемую

вместе с нефтью; газлифт. При использовании технологии газлифта или струйных насо-

сов на кустовой площадке появляются дополнительные сооружения, соответственно газо-

распределительная гребенка газлифтного газа или силовая насосная станция.