4 Техническое обеспечение метода птв

Одной из главных технических проблем, связанных с реализацией технологии ПТВ, является закачка пара высоких параметров (давление до 16,0 МПа, температура до 340°С) в пласты, залегающие на глубине свыше 1000 м.

Опыт показал, что применяемое в настоящее время на участке ПТВ оборудование полностью соответствует необходимым техническим требованиям и позволяет довести до пласта теплоноситель высокого качества при минимальных потерях по стволу скважины (2-3%).

4.1 Оборудование для производства пара

В качестве источника пара будут использоваться парогенераторы США "Термотикс" фирмы ITS производительностью 20 т/час, на давление до 16,0 МПа. Общая потребность в парогенераторах: для варианта 1 - 4 шт., для варианта 2-5 шт.

В варианте 1 предусмотрена установка четырёх парогенераторов, а в варианте 2 устанавливаются на существующих площадках пять парогенераторов. Подача пара к кустам скважин, где имеются нагнетательные скважины осуществляется по стационарным паропроводам, а к кустам, где только паро-циклические скважины - по мобильным паропровода.

Таблица 4.1

№	Показатели	Ед. изм.	Вариант 1	Вариант 2
1	Добыча нефти	тыс .т	2825,5	3424,6
2	в т.ч. тепловыми методами	тыс .т	2395,2	2994,3
3	Закачка пара	тыс.т	8236	10302
4	Добыча жидкости	тыс.т	12805,1	14890,3

4.2 Устьевая арматура и внутрискважинное оборудование

Устья нагнетательных скважин оборудуются арматурой "Ингрем Кактус" (США). Потребность в устьевой арматуре - 11 комплектов, в т.ч. 9 для нагнетательных скважин и 2 для проведения пароциклических обработок по добывающим скважинам.

Технологические показатели разработки опытно-промышленного участка

№	Показатели	Ед. изм	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
2	Добыча нефти	Тыс.т	58,4	130,2	215,1	288,4	293,2	284,5	277,6	264	259,5	248,5	244,9	233,6	223,8	205,7	197,2	3424,6
3	На естественном режиме	Тыс.т	58,4	70,8	68	54	43,2	34,5	27,6	22,1	17,6	14,1	10,5	6,3	3,2	0	0	430,3
4	Тепловыми методами	Тыс.т		59,4	147,1	234,4	250	250	250	241,9	241,9	234,4	234,4	227,3	220,6	205,7	197,2	2994,3
5	Закачка пара	Тыс.т	12	600	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	750	690	10302
6	Ввод новых нефтяных скв.	Шт.	12	15														27
7	Ввод скв., из консервации	Шт.	9															9
8	Ввод нагнет. скв. под закачку	Шт.	4	5														9
9	Экспл-ое бурение	Шт/м	14/21	7/10,5														21/31,5
	Нефтяные скв.	Шт/м.	9/13,5	5/7,5														14/21
	Нагнетательные скв.	Шт/м.	5/7,5	2/3,1														7/10,6
10	Экспл-й фонд неф. Скв. на конец года	шт	49	54	54	54	54	54	54	54	54	54	54	54	54	54	54
11	Дейст-й фонд неф. скв. на конец года	шт	43	51	51	51	51	51	51	51	51	51	51	51	51	51	51
12	Накопл-я добыча нефти за рас. пер.	Тыс.т	58,4	188,6	403,7	692,1	985,3	1270	1547	1811	2071	2319	2564	2798	3022	3227	3425
	На естеств-м режиме	Тыс.т	58,4	129,2	197,2	251,2	294,4	328,9	356,5	378,6	396,2	410,3	420,8	427,1	430,3	430,3	430,3
	Тепловыми методами	Тыс.т		59,4	206,5	440,9	690,9	940,9	1191	1433	1675	1909	2144	2371	2591	2797	2994
13	Накопл-я закачка пара	Тыс.т	12	612	1362	2112	2862	3612	4362	5112	5862	6612	7362	8112	8862	9612	10302
14	Добыча жидкости	Тыс.т	389,3	651	896,3	1109	1128	1138	1110	1100	1081	1080	1065	1062	1056	1029	986	14890
15	Обводненность	%	85	80	76	74	74	75	75	76	76	77	77	78	79	80	80
16	Сред сут дебит скв. по нефти по жидкости	Т/сут Т/сут	5,7 38	8,7 43,7	13,2 55	17,9 68,9	18,2 70	17,7 70,8	17,3 69,2	16,5 68,9	16,2 67,6	15,9 69,1	15,7 68,3	15 68,3	14,4 68,6	13,3 66,5	12,7 63,5
17	Паронефтяное отн.	Т/т		10,1	5,1	3,2	3	3	3	3,1	3,1	3,2	3,2	3,3	3,4	3,5	3,5

Для подачи пара в забой скважин используются термоизолированные трубы 'Термокейс - 750" (США). Общая потребность в термоизолированных трубах - 11 комплектов (15600 п.м.).

Для герметизации межтрубного пространства используется термостойкий пакер фирмы "Бейкер Ойл Тулз" (США). Общая потребность в пакерах - 11 комплектов.

4.3 Выбор способов эксплуатации скважин

Добывающие скважины с температурой добываемой жидкости близкой к на­чальной оборудуются насосами ЭВНТ производительностью от 25 до 100 м³/сут в зависимости от продуктивности скважин. Добывающие пароциклические скважины после ввода в эксплуатацию после ПЦО оборудуются термостойкими (до 130°С) винтовыми насосами с верхним приводом (Канада) производительностью до 65 м³/сут.

После снижения температуры на забое скважины до 70-80°С винтовые насосы заменяют на ЭЦН-80 с большей производительностью (80 м³ /сут).