Анализ методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин на
 Скачать 2.54 Mb.
|
|
– Остаточные запасы углеводородного сырья месторождения X по состоянию на 01.01.2014 г. Категория В+С1 С2 ОАО «Томскнефть» ВНК Лицензия ТОМ 00084 НЭ 42 Продолжение таблицы 6 Нефть (геол/извл), тыс.т 87175/22883 1734/789 Накопленная добыча нефти, тыс.т 38235 Газ растворенный, млн. м 3 /564 /31 Накопленная добыча растворенного газа, млн. м3 1748 ОАО «Томскнефть» ВНК Лицензия ХМН 00316 НЭ Нефть (геол/извл), тыс.т 23409/8099 Накопленная добыча нефти, тыс.т 6148 Газ растворенный, млн. м 3 /226 Накопленная добыча растворенного газа, млн. м 3 289 2.2Оборудование, применяемое на месторождении X На 01.01.2014 г. весь пробуренный фонд месторождения X составляет 919 скважин, из которых 334 ед. (36,3 %) находятся в эксплуатационном фонде, 148 скважин (16,1 %) находятся в консервации,102ед. (11,1 %) в пьезометрическом и 16 ед. (1,7 %) в наблюдательном фонде скважин,ликвидировано 128 скважин (13,9 %), 158 скважины (17,2 %) находятся в ожидании ликвидации, фонд водозаборных и поглощающих скважин составляет 33 единицы (3,6%). На месторождении реализовано 87,7 % добывающего проектного фонда и 87,8 %нагнетательного фонда. К бурению на месторождении осталось 123 скважины основногофонда, из них 88 добывающих и 35 нагнетательных. Из всего пробуренного фонда скважин к добывающему фонду относятся 640 скважин (69,6%), причём действующими из них являются только 106. Подробная характеристика пробуренного фонда добывающих скважин представлена в таблице 7. [12] 43 Таблица 7 – Характеристика пробуренного фонда добывающих скважин Как видно из таблицы, основным методом эксплуатации добывающих скважин на месторождении X является использование установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудовано более 81% скважин действующего фонда добывающих нефтяных скважин. Остальная часть фонда практически полностью эксплуатируется фонтанным способом, а на долю скважин, работающих с применением ШГН (штанговых глубинных насосов) приходится лишь одна скважина. Пластовая нефть месторождения X характеризуется низким газосодержанием 44,5 м 3 /т и низким давлением насыщения – 6,2 МПа, это и обусловило более широкое использование электро-центробежных насосов (ЭЦН) вместо предполагавшихся в тех. схеме штанговых глубинных насосов (ШГН).Фонтанный способ эксплуатации скважин рассмотрен в главе 1, поэтому остановим своё внимание на эксплуатации скважин с использованием УЭЦН. Из всего пробуренного фонда добывающих нефтяных скважин на месторождении X на данный момент эксплуатируются 86 скважин, 44 оборудованных УЭЦН. Рассмотрим используемые на данном месторождении установки электроцентробежных насосов на примере ЦДНГ-8. В данном цехе используются насосы различных производителей. Компания "Новомет" является основным поставщиком насосного оборудования на месторождении X(в частности, большинство скважин ЦДНГ-8 оборудовано насосами именно этой фирмы), поэтому подробно остановимся на продукции данной компании. Компания «Новомет» осуществляет разработку, производство и поставку полнокомплектных погружных установок электроцентробежного насоса УЭЦН (УВНН), предназначенных для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Диапазон номинальных подач установок от 15 до 6300 м 3 / сут. В состав установки помимо самого насоса, в зависимости от условий эксплуатации и пожеланий заказчика, могут входить (рис.6): Станцииуправления. Погружные центробежные и центробежно-вихревые насосы. Асинхронные и вентильные погружные электродвигатели. Гидрозащиты. Входные модули/ Газосепараторы/ Газостабилизаторы/ Мультифазные насосы. Скважинныефильтры. Наземные фильтры для обработки технических жидкостей. Системы ТМС. Кабельные линии: силовой кабель, срощенный с кабельным удлинителем. 45 Контейнеры скважинные с ингибитором для защиты от солеотложений. Байпасные системы, дуальные системы для ОРЭ. Рисунок 6– состав УЭЦН Компания Новомет осуществляет индивидуальный подбор УЭЦН к каждой скважине по специализированной программе с учетом характеристик пластовой жидкости и параметров скважины: обычного исполнения (до 0,1 г/л КВЧ), износостойкого (от 0,5 до 1,0 г/л), 46 коррозионностойкого, коррозионноизностостойкого исполнения. При подборе УЭЦНучитываются следующие характеристики пластовой жидкости: пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и газа; максимальная плотность жидкости -1400 кг/м 3 ; максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД- 1 мм 2 /с; водородный показатель попутной воды для насосов: 1. базовой конструкции - рН=5,0-8,5; 2. коррозионностойкой модификации - рН=3,0-9,0; 3. модификация с повышенной коррозионной стойкостью - рН=3,0-9,0; максимальная концентрация агрессивных компонентов для насосов: 1. базовой конструкции, n(H 2 S)=0,01г/л; 2. коррозионностойкой модификации, n(H 2 S)=1,25г/л; 3. модификация с повышенной коррозионной стойкостью, n(H 2 S)=1,25г/л; n(СО 2 )=0,15; n(С1 - )=20; n(НСО 3 )=1; n(Са 2+ )= 2; максимальная массовая концентрация взвешенных частиц (КВЧ) для насосов: 1. базовой конструкции - 0,02 % (0,2 г/л); 2. износостойкой модификации - 0,05 % (0,5 г/л); 3. модификация с повышенной коррозионной и абразивной стойкостью 0,1% (1,0 г/л); микротвердость частиц, не более 7 баллов по Моосу; максимальное содержание попутной воды - 99 %; 47 температура откачиваемой жидкости, не более - 160°С. максимальное содержание свободного газа на входе в насос: 25*(1-В) 0,5 - для ЭЦН 35*(1-В) 0,5 - для ВНН, где В - обводнённость в относительных единицах. Приводом насосов являются погружные электродвигатели. Установки в соответствии с ГОСТ 27.003-90 относятся к изделиям вида 1, невосстанавливаемым, ремонтируемым.Климатическое исполнение погружного оборудования - В.Категория размещения погружного оборудования установок - 5, наземного электрооборудования - I, ГОСТ15150. В таблицах 8-9 приводятся типоразмеры установок в обычном и энергоэффективном исполнениях, соответственно. Таблица 8– Типоразмеры УЭЦН в обычном исполнении 48 Таблица 9– Типоразмеры УЭЦН в энергоэффективном исполнении Компания «Новомет» выпускает широкую линейку погружных насосов производительностью от 10 до 6300 м 3 /сут. и напором до 3500 м.(рис.7). Насосы данной компании различаются по коррозионной стойкости и износостойкости. Исходя из необходимой коррозионной стойкости для конкретных условий эксплуатации подбирается насос в одном из четырёх исполнений: Базовое Коррозионностойкое Повышенной коррозионной стойкости Стойкое к СКРН (сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением) В зависимости от условий эксплуатации может быть использован насос в одном из следующих исполнений по износостойкости: Базовое Износостойкое 49 Повышенной износостойкости Подбор исполнения насоса по износостойкости производится в том числе с учётом концентрации взвешенных частиц (до 0,5г/л - базовое исполнение; от 0,5г/л до 1г/л - износостойкое исполнение; от 1 г/л - исполнение с повышенной износостойкостью). Рисунок 7 – линейка погружных насосов Рассматриваемая компания предоставляет три основных типа компоновки насоса: Плавающая Пакетная Компрессионная В плавающей сборке насоса каждое рабочее колесо свободно перемещается вверх и вниз по валу. Свободное перемещение колес называется «плаванием», отсюда и название – плавающая сборка. При 50 работе центробежного насоса вследствие разности давлений на входе в рабочее колесо и выходе из него возникает осевая сила, действующая на него. В насосах плавающей конструкции в каждой ступени осевая сила воспринимается опорной шайбой рабочего колеса и буртом направляющего аппарата и предается на корпус. Это усилие не передается на пяту гидрозащиты. Единственным усилием, передаваемым на упорный подшипник гидрозащиты, будет усилие, которое возникает от воздействия дифференциального давления, развиваемого насосом, действующим на торец вала и вес вала (усилие от веса вала, как правило, незначительно.) Модуль-секции пакетной сборки представляют собой сбоку определенного количества модулей «пакетов», которые устанавливаются последовательно друг за другом. Каждый пакет имеет как радиальную, так и осевую опору, причем и верхнюю, и нижнюю, выполненную из износостойкого материала, как правило, либо карбида кремния, либо твердого сплава. Все входящие в состав пакета рабочие колеса опираются ступицами друг на друга и далее опираются на осевую опору. Таким образом, возникающая в процессе работы осевая сила от рабочих колес воспринимается осевой опорой и предается также, как и в плавающей сборке на корпус насоса. Также в пакете существует и верхняя осевая опора, которая необходима для предотвращения «всплытия» рабочих колес. В состав одного пакета может входить до 15 ступеней. Во избежание зазора между шайбой рабочего колеса и буртом направляющего аппарат (вследствие набегания размерных допусков) между ступицами рабочих колес делается зазор 0,1 мм. Таким образом, первоначальная сборка работает как плавающая. После износа шайбы на 0,1 мм осевая сила первого колеса через ступицу передает следующему и так далее, пока вся осевая сила не будет восприниматься осевой опорой пакета.Количество ступеней в пакете определяется исходя из двух условий: 51 1. Минимальный размер нижней опорный шайбы после приработки должен быть не менее 0,5 мм. 2. Проводится оценка характеристики PV осевого подшипника. Осевой подшипник должен выдерживать усилие от входящих в состав пакета рабочих колес. Пята гидрозащиты так же, как и в насосах плавающей сборки воспринимает усилие, которое возникает от воздействия дифференциального давления. При компрессионной сборке насоса все детали, расположенные на валу стянуты гайкой в единый пакет и нагрузка, создаваемая всеми деталями секции, через валы ниже стоящих секций передается на пяту гидрозащиты. Для передачи данного усилия между валами секции недолжно быть зазоров т.к. это повлечет за собой проседание вала и как следствие повышенный износ и преждевременный выход из строя оборудования. Преимущества компрессионной схемы сборки: работа с большим содержанием КВЧ, надежность, отсутствие взаимодействия вала и пластовой жидкости. [10] На месторождении X (в расчёт берётся ЦДНГ-8) из описанной выше линейки насосов компании "Новомет" применяются электроцентробежные (ЭЦН) и центробежно-винтовые насосы (ВНН) габаритов 5 и 5А с номинальной производительностью (Qном.) от 25 до 400 м 3 /сут. Используются насосы в следующем исполнении: перевёрнутого типа (например, насос 2ВННП5А-159 на 954 скважине 71 куста), открытого типа (например, насос ЭЦНО5-20 на 862 скважине 56 куста), энергоэффективные (например, насос ВНН5-35Э на 963 скважине 71 куста). [11] Диаграмма, иллюстрирующая количество насосов габарита 5 с 52 различной номинальной подачей, производства компании "Новомет", представлена на рисунке 8. Рисунок 8–количество насосов габарита 5различной номинальной производительности, применяемых на месторождении X Как видно из диаграммы, всего на месторождении X применяется 142 насоса габарита 5 производства компании "Новомет". Из них наибольшее распространение получили насосы со следующей номинальной производительностью (м 3 /сут): 79м 3 /сут (11% от всех используемых насосов габарита 5), 125 м 3 /сут (8,5%), 44м 3 /сут (7,8%), 59 м 3 /сут (7,8%). Диаграмма, иллюстрирующая количество насосов габарита 5А с различной номинальной подачей, производства компании "Новомет", представлена на рисунке 9. 4 7 1 11 5 11 15 4 1 12 Насосы габарита 5, применяемые на месторождении X 25 м3/сут 30 м3/сут 35 м3/сут 44 м3/сут 45 м3/сут 59 м3/сут 79 м3/сут 80 м3/сут 124 м3/сут 125 м3/сут 53 Рисунок 9– количество насосов габарита 5различной номинальной производительности, применяемых на месторождении X Как видно из диаграммы, всего на месторождении X применяется 17 насосов габарита 5А производства компании "Новомет". Из них наибольшее распространение получили насосы со следующей номинальной производительностью (м 3 /сут): 159м 3 /сут (41% от всех используемых насосов габарита 5А) и 100 м 3 /сут (35%). Кроме того, на месторождении X используются также электроцентробежный насос производства компании "Алнас" (г.Альметьевск), а именно ЭЦНА5А-200Э в энергоэффективном исполнении, модульный термостойкий насос ЭЦНМТ5А-160 производства компании "Шлюмберже". Стоит отметить, что на горизонтальных скважинах №924 56 куста и №1208 73 куста находятся в эксплуатации насосы американской фирмы "REDA" (D285EZ и DN4300). Причём, второй из перечисленных насосов применён для эксплуатации самой высокодебитной скважины ЦДНГ-8 (дебит по нефти на данной скважине на февраль 2018 года составлял 232 т/сут при дебите жидкости 475 м 3 /сут). 1 6 7 1 1 1 Насосы габарита 5А, применяемые на месторождении X 79 м3/сут 100 м3/сут 159 м3/сут 199 м3/сут 280 м3/сут 400 м3/сут 54 2.3 Факторы, негативно сказывающиеся на эффективности работы оборудования на месторождении X В данный момент эксплуатация скважин на месторождении X сопряжена с целым рядом осложняющих факторов, которые проявляются в связи с ухудшением эксплуатационных условий по сравнению с начальным периодом эксплуатации. Это приводитк изменению технико- экономических показателей. Специалисты выделяют множество факторов влияющих на работу УЭЦН: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса. Все факторы, влияющие на работу УЭЦН, согласно работам Максимова В.П. и Мищенко И.Т., можно разделить на две группы: геологические и обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. В зависимости от того, какое воздействие они производят на технико- экономические параметры эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием. [3] 2.3.1Геологические факторы В первую очередь выделяют геологические факторы (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех примесей в добываемой из пласта жидкости), своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи. Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН 55 начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН. По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмульсий, так как в ее состав входят активные эмульгаторы- асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствуют глина и песок, принесенные с поверхности или из пласта. При увеличении вязкости эмульсиипроисходит ухудшение рабочих характеристик УЭЦН. Зачастую специалистами наблюдается другая форма осложнений, а именно появление высокоминерализованной пластовой воды, которая приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давление, то происходит активное солеотложение в рабочих органах насоса. Ещё одним постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны, величина которых соизмерима с размерами канала ступени. При этом происходит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара, давление же жидкости по мере продвижения пузырька меняется. Частицы жидкости, окружающие пузырек, находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости, сопровождающиеся мгновенным местным повышением давления, достигающих сотен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все 56 это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса. В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть соли, продукты разрушения пласта и механические примеси, принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес. [6] Опираясь на классификацию, представленную выше, а также на ТР нефтяного фонда ЦДНГ-8 на февраль 2018г., определим геологические факторы, влияющие на работу УЭЦН на месторождении X. Согласно указанному выше документу, работа скважин на месторождении X сопряжена с такими основными осложнениями, как ВТ (высокая пластовая температура), СФ (солеотложения), КФ (коррозионная агрессивность), МП (механические примеси). На части скважин присутствуют и другие осложнения, но их количество не так значительно. [11] Диаграмма, описывающая количество скважин, для которых характерны факторы, описанные выше, представлена на рисунке 10. 57 Рисунок 10 – Количество скважин на месторождении X, для которых характерны геологические факторы, влияющие на работу УЭЦН Исходя из представленной диаграммы можно сделать вывод, что самым значительным геологическим фактором, влияющим на эффективность работы УЭЦН на месторождении X, является высокая пластовая температура, (она характерна для 93% скважин действующего фонда), далее идут коррозионная агрессивность (55%), солеотложения (33%) и механические примеси (21%). Очевидно, что присутствие данных факторов имеет негативный эффект на эксплуатацию скважин месторождения X, вследствие чего требует определённых технологических решений, которые будут описаны ниже. |