Анализ методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин на
 Скачать 2.54 Mb.
|
|
2.3.2Технологические факторы Ко второй группе факторов, влияющих на работу УЭЦН, относятся осложнения, связанные с конструкцией скважины, а также с компоновкой насосного агрегата(диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН). Для 98 58 35 22 8 Геологические факторы на месторождении X ВТ КФ СФ МП Др. 58 создания форсированного отбора жидкости из скважины необходимо увеличить перепад давления. Это достигается спуском насосного агрегата на большую глубину. Для того чтобы продукция скважины могла преодолевать более высокое давление, создаваемое столбом жидкости, находящейся в НКТ, насосу придется повысить напор. Но повышение напора приведет к изменению рабочей характеристики насоса (рис.11). Рисунок 11–зависимость дебита от напора На представленном графике выделяется рабочая область – это область, в которой имеют места максимальные значения КПД. Если насос до спуска работал в рабочей области, то после спуска произойдет перемещение рабочего режима насоса по кривой H-Q влево. Вместе с этим произойдет уменьшение КПД. Снижение КПД установки обусловлено уменьшением величины полезно затраченной работы. А как показывает практика нефтедобычи разность равная уменьшению полезной работы насоса идет на создание новых осложнений при эксплуатации УЭЦН. Чаще всего эксплуатируемые скважины имеют целый набор осложнений, которые снижают эффективность работы УЭЦН. Один вид осложнения может привести к появлению новых проблем при 59 эксплуатации. Выбор оптимального режима работы насоса может предотвратить появление некоторых осложнений. Для этого, на стадии подбора УЭЦН, необходимо оценить в какой области рабочей характеристики будет работать насос. Делается это пересечением двух линий (рис.12): 1. напорная характеристика скважины, графически отображает запасы энергии, накопленные в самой скважине. 2. зависимость производительности насоса от его напора, эта линия характеризует сам насос. Рисунок12–график для выбора оптимального режима работы насоса Точка пересечения А характеризует совместную работу пласт- скважина-насос. Для оптимальной работы системы пласт-скважина-насос необходимо еще одно условие – выбор соответствующего режима работы пласта. Если посмотреть на индикаторную линию в координатах Q-Pзаб (рис. 13), то можно выделить две зоны. Зона с нормальными условиями работы пласта (зона 1 на рис. 13) и зона с пониженными забойными давлениями Рзаб 60 возникает целый ряд проблем, связанный с добычей нефти из пласта. Рисунок 13–индикаторная диаграмма Итак, оптимальным режимом работы системы пласт-скважина- насос является такой совместный режим, при котором работа УЭЦН происходит в рабочей зоне (т.е. с максимальными КПД), а пласт по возможности эксплуатируется в зоне 1 (рис. 13). Стоит отметить, что следить за режимом работы системы пласт-скважина-насос необходимо не только на стадии подбора оборудования для эксплуатации скважины, но и после проведения различных мероприятий по повышению эффективности работы скважин. [7] Ко второй группе факторов, негативно влияющих на эффективность работы насосов, согласно той же классификации, относятся факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН). Процедура подбора оборудования осуществляется в соответствии с технологическим регламентом АО "Томскнефть"-ВНК (№ П1-01.05 ТР-0001 ЮЛ-098). Данная процедура должна быть выполнена рационально и технологически верно, поскольку 61 это во многом определяет эффективность дальнейшей эксплуатации той или иной скважины. Подбор УЭЦН на месторождении X, а также дополнительные конструктивные решения будут рассмотрены ниже. 2.4 Методы повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождении X Опираясь на представленную выше классификацию, можно выделить два вида факторов, негативно влияющих на эффективность эксплуатации скважин на месторождении X:геологические и факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. Очевидно, что снижая степень влияния данных факторов, можно повысить эффективность эксплуатации скважин. Рассмотрим данные факторы и мероприятия, направленные на снижение их негативного воздействия и, как следствие, повышение эффективности эксплуатации скважин на месторождении X 2.4.1Борьба с геологическими факторами Как сказано выше, основными геологическими факторами, оказывающими негативное влияние на эксплуатацию скважин на месторождении X, оборудованных УЭЦН, являются высокая пластовая температура, солеотложения, коррозионная агрессивность и механические примеси. Мероприятия, направленные на снижение негативного воздействия данных факторов и, как следствие, повышение эффективности эксплуатации скважин на месторождении X, установлены технологическим регламентом АО "Томскнефть"-ВНК. В соответствии с указанным выше документом, методы борьбы с данными факторами делятся на три группы: предупреждающие, защитные и методы удаления. Коротко рассмотрим перечисленные осложняющие факторы и предписываемые методы борьбы с каждым из них. 62 1. Солеотложение - выпадение химического вещества (соль) в осадок из раствора. Процессы добычи нефти сопровождаются отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения неорганических солей является вода, добываемая совместно с нефтью. Все попутно-добываемые воды содержат растворенные соли в тех или иных количествах. Содержание растворенных в воде солей оценивается параметром общей минерализации. Типы минеральных солей, которые могут быть обнаружены при эксплуатации ГНО: CaCO 3 - карбонат кальция (кальцит). CaSO 4 - сульфат кальция (CaSO 4 .2Н 2 О – гипс, CaSO 4 –ангидрит). MgCO 3 - карбонат магния. NaCl - хлористый натрий (галит). ВaSO 4 - сульфат бария (барит). SrSO 4 - сульфат стронция (целестин). FeS - сульфид железа. Основные причины солеотложения: Смешивание вод разного состава несовместимых друг с другом или рост фактической концентрации осадкообразующих ионов в добываемой жидкости при растворении минералов горных пород. При перенасыщении вод в результате изменения «по сравнению с пластовыми условиями» давления и температуры, испарении воды, выделении газов. 63 Процесс усиливается для карбоната кальция (наиболее распространенный вид солеотложения) при снижении давления ниже давления насыщения нефти, а также при повышении температуры потока добываемой продукции, вызванной теплоотдачей работающего погружного оборудования. Зоны отложения солей и влияние на эксплуатацию: Зона 1. Призабойная зона скважины и зона перфорации. Снижается приток из пласта, рабочая зона УЭЦН смещается в левую зону. Повышается риск отключения насоса по ЗСП, перегрева и отказа двигателя из-за слабого притока. Зона 2. Эксплуатационная колонна. Снижается внутренний диаметр ЭК, риск прихвата, механические повреждения оборудования при проведении спуско-подъемных операций. Зона 3. Поверхность рабочих органов ГНО. Снижается КПД насоса, приводит к деградации напорно-расходных характеристик ЭЦН, заклиниванию и слому вала. Зона 4. НКТ, наземные коммуникации. Повышаются потери напора ЭЦН на трение при подъеме скважинной жидкости. Снижается КПД УЭЦН и растут удельные затраты на подъем 1тн. Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации трубопроводов. Оно вызывает усиление локальной коррозии металла труб, что приводит к их ускоренному разрушению, сопровождающемуся разливами нефти. Методы борьбы с осложняющим фактором: Для предотвращения отложения неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании применяют следующие способы: 64 Технологические (применение вод совместимых с пластовыми, ограничение притока воды в добывающих скважинах, раздельный отбор и сбор жидкости и т.д.). Физические (применение магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости). Химические (различные варианты ингибирования, кислотные обработки и обработки растворителями). Использование защитного покрытия поверхности оборудования материалами с низкой адгезией к солям. Все данные способы делятся в свою очередь на предупреждающие методы, защитные методы и методы удаления солеотложений. Методы предупреждения солеотложения: Подготовка и использование для закачки в пласт высокоминерализованных, совместимых с пластовыми вод. Это исключает или в значительной мере снижает интенсивность образования отложений неорганических солей. Изменение ионного состава закачиваемой воды (удаление сульфат ионов из воды, закачка воды из водоносного горизонта, закачка подтоварной воды). Подбор режима работ скважин в диапазоне забойного давления и температуры (без риска солеотложения). Методы удаления солеотложения: Периодические промывки ГНО Растворителем солеотложений (кислотными составами). Кислотные ванны для очистки НКТ и зоны перфорации. Применение инструментов КРС (скрепер, райбер и т.п.). Методы удаления солевого слоя должны быть быстрыми, 65 эффективными, не деструктивными по отношению к скважине, трубам и среде пласта. Желательно с предотвращением повторного отложения солей. Описанные методы борьбы с солеотложениями применяются на месторождении Xв соответствии с Технологической инструкцией АО "Томскнефть"-ВНК"Проведение процессов удаления и предотвращения солеотложений на объектах добычи, подготовки и транспорта углеводородного сырья" №П1-01.05 ТИ-0007 ЮЛ-098. Из опыта эксплуатации нефтяных скважин на месторожденииX «Томскнефть» ВНК положительные результаты получены при применении ингибиторов ПАФ-13А и ВРКС, обладающих комплексным воздействием – борьба с АСПВ и солеотложением. Так, после воздействия ингибитором ПАФ-13А на скважины Yкуста удалось снизить негативный эффект от солеотложения по карбонату кальция в среднем примерно на 65%, что в конечном итоге привело к значительному увеличению МРП погружного оборудования. 2. Коррозия металлов – самопроизвольное разрушение металлов вследствие химического или электрохимического взаимодействия их с внешней средой. При коррозии металла происходит не только потеря его массы, но и снижение механической прочности, пластичности и других свойств. Коррозионная агрессивность пластовой жидкости характеризуется наличием и степенью влияния осложняющих факторов. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, минерализации воды и количественного соотношения воды и углеводорода в двухфазной среде, наличия механических примесей. 66 Большое влияние на коррозионный процесс оказывают коррозионно- агрессивные газы сероводород, углекислый газ, кислород. При росте в пластовой жидкости содержания коррозионно-агрессивных газов (СО 2 , О 2 , H 2 S) скорость коррозии увеличивается. Наличие бактериальной зараженности пластовой жидкости также способствует усилению коррозионных процессов. Зоны коррозийных повреждений и их влияние на эксплуатацию: Зона 1. Корпус ПЭД и гидрозащиты. Разгерметизация и отказ ПЭД по причине нарушения изоляции. Зона 2. Рабочие органы УЭЦН. Коррозийный износ и разрушение рабочих органов, потеря напорно-расходных характеристик ЭЦН. Зона 3. Поверхности НКТ. Потеря подачи насоса из-за негерметичность НКТ, обрыв по элементам НКТ. Зона 4. Внутренняя поверхность ЭК. Возможна разгерметизация ЭК и обводнение скважинной продукции. Зона 5. Наземные коммуникации. Разливы нефти в результате появления свищей и порывов в арматуре или сборном коллекторе. Методы борьбы с осложняющим фактором. В настоящее время в нефтедобыче используются различные методы противокоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования: Технологические – мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств среды. Специальные методы – мероприятия по защите нефтепромыслового оборудования от коррозионной активности. 67 Выбор методов защиты от коррозии осуществляется на основании технико-экономического сравнения различных вариантов, с учетом доступности материально-технических ресурсов. Методы предупреждения коррозионной активности: Правильный выбор источника и организация подготовки водоснабжения для системы поддержания пластового давления (закачка воды из водоносного горизонта, закачка подтоварной воды, обескислороживание). Предупреждение смешивания различных типов вод – сероводородосодержащих с не содержащими сероводород в своем составе. Создание стабильных термодинамических условий работы оборудования. ОРЭ, ОРЗ. Использование закрытых систем сбора при добыче и переработке нефти. Методы защиты от коррозионной активности: Постоянное дозирование ингибитора коррозии в различных растворителях в затрубное пространство скважины через СУДР. Постоянное дозирование ингибитора коррозии в товарной форме в затрубное пространство скважины через СУДР. Постоянное дозирование ингибитора коррозии в товарной форме в затрубное пространство скважины через СУДР по импульсной трубке. Периодическое дозирование ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины в водных растворах. Периодическое дозирование ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины в товарной форме. 68 Задавка ингибитора коррозии в пласт под давлением (технология SQUEEZE-коррозия). Капсулированный ингибитор коррозии, размещенный в зумпф скважины. Не управляемый внутрискважинный контейнер с ингибитором коррозии. Управляемый внутрискважинный контейнер с ингибитором коррозии. НКТ с внутренним покрытием всей подвески. НКТ с внутренним покрытием 50% подвески + 50% НКТ без покрытия. НКТ с Хромом 100% вся подвеска(только для скважин с углекислотной коррозией). ПЭД с защитным антикоррозионным покрытием. УЭЦН в коррозионностойком исполнении. Магнитные индукторы (на основе постоянных магнитов). Электро-волновой излучатель. ВПК в составе УЭЦН. Протекторы для защиты резьбовых соединений НКТ. Внутрискважинные Протекторы из полимерных материалов для защита резьбовых соединений НКТ. Комплексная защита ГНО от коррозии (применение нескольких технологий защиты одновременно на одной скважине). При организации защиты механизированного фонда от осложняющих факторовнеобходимо проводить градацию фонда по дебиту жидкости. Для скважин осложненных коррозией: Группа №1 от 0 до 100 м 3 /сут. Группа №2от 101 до 250 м 3 /сут. 69 Группа №3 от 251 до 500 м 3 /сут. Группа №4 от 501 до 1000 м 3 /сут. Группа №5 от 1001 м 3 /сут и более. Градация осложненного фонда по дебиту жидкости проводят для качественного выбора технологий защиты и корректного проведения сравнительного анализа эффективности выбранных методов защиты. При подборе ингибитора коррозии необходимо руководствоваться Положением Компании «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья Компании» № П1-01.05 Р-0339. Методы удаления коррозии К методам удаления коррозии при эксплуатации УЭЦН будут относиться замена отказавшего или поврежденного коррозией узла погружного или наземного оборудования и внутрискважинный ремонт ЭК. Из опыта эксплуатации нефтяных скважин на месторождениях АО «Томскнефть» ВНК положительные результаты получены при применении ингибитора коррозии "Нефтехим ЗМ". В результате было получено снижение негативного эффекта от коррозии до 85%, а в некоторых случаях и до 92%, что привело в итоге к значительному увеличению межремонтного периода. 3. Механические примеси. Существует множество видов механических примесей, обнаруженных в ГНО и находящихся в подвижном или в уплотненном состоянии, все они имеют статус «несвязанные механические примеси».На скважинах, осложненных выносом механических примесей,в обязательном порядке производится отбор пробы механических примесей для лабораторных исследований на гравиметрический и качественный состав согласно Инструкции Компании 70 «Формирование базы данных по составу и свойствам механических примесей в продукции и отложениях нефтедобывающих скважин» №П101.05 И-0010. Причины наличия механических примесей в ГЖС: разрушения горной породы в процессе эксплуатации скважины; выноса занесенных в скважину с поверхности механических примесей в результате проведения ГТМ и технологических операций на скважинах (частицы, вносимые в составе растворов глушения, проппант после проведения гидроразрыва пласта и др.); продукты коррозии в том числе гидроокислы железа; вынос растворимых и нерастворимых солей с пластовой водой. Основными причинами негативного влияния механических примесей на процессы нефтедобычи являются износ и засорение элементов глубинного насосного оборудования нефтедобывающих скважин. Интенсивность засорения определяется составом механических примесей, технологическим режимом работы скважины, характеристиками подземного оборудования и свойствами механических примесей. По степени влияния механических примесей на ГНО разделяются на три основных блока: механические примеси, способствующие эрозионному износу ГНО (потеря металла, ускоренный износ оборудования); механические примеси способствующие частичному или полному засорению проходных сечений ГНО (клин, снижение подачи); механические примеси, способствующиечастичному или полному заиливанию (налипанию на фильтрующих элементах ГНО). Методы предупреждения выноса механических примесей: 71 Крепление слабосцементированных пород пласта химическими связывающими реагентами. Предотвращение выноса механических примесей из пласта барьерами, созданными в процессе химической реакции. Предотвращение выноса механических примесей из пласта барьерами, созданными при операции ГРП. Скважинные фильтры (проволочные, щелевые, микропоровые), устанавливаемые во время бурения как элемент заканчивания скважин. Стационарные фильтры (Гравийные фильтры, либо другие типы фильтрующих элементов), расположенные в Эксплуатационной колонне, устанавливаемые при ТКРС. Задавка в пласт комплексонов (технология SQUEEZE) для предупреждения образования гидроокислов на ГНО. Методы защиты от механических примесей: Насосный фильтр, устанавливаемый на ГНО (ФЭС, ФНТ, ЖНШ). Шламоуловитель. Сепаратор механических примесей для ГНО. Комплексная защита ГНО от механических примесей (применение нескольких технологий защиты одновременно на одной скважине). При организации защиты механизированного фонда от осложняющих факторов необходимо проводить градацию фонда по дебиту жидкости. Для скважин осложненных механическими примесями: Группа №1 от 0 до 125 м 3 /сут. Группа №2 от 126 до 500 м 3 /сут. Группа №3 от 501 до 1000 м 3 /сут. Группа №4 от 1001 м 3 /сут и более. 72 Градация осложненного фонда по дебиту жидкости проводят для качественного выбора технологий защиты и корректного проведения сравнительного анализа эффективности выбранных методов защиты. Методы удаления механических примесей: Подготовка скважины при ТКРС путем отчистки зумпфа. Доливы в затрубное пространство скважины водных растворов с химическими реагентами для промывки ГНО от механических примесей. Промывки ГНО технологической жидкостью для удаления механических примесей с ГНО. Кислотные обработки призабойной зоны пласта и ГНО для удаления заиливания и гидроокислов железа. Достаточно эффективным методом борьбы с механическими примесями на месторожденииX, исходя из опыта специалистов "Томскнефть" ВНК, является использование входного щелевого фильтра производства компании "Новомет". Данное технологическое решение показало значительное увеличение МРП оборудования скважин на данном месторождении (около 40%) в связи с его применимостью в условиях скважин с ГРП. 4. Пластовая температура – параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли. Пластовая температура играет существенную роль при определении свойств пластовой жидкости и является одним из факторов, существенно влияющих на степень извлечения запасов нефти и газа. Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры. Известны температуры от близких к 0°С в газогидратных залежах и до 73 +200°С в глубокозалегающих пластах. Зоны влияния температуры на эксплуатацию: Зона 1. Кабельная линия и удлинитель. Оплавление, прогар и отказ кабельной линии. Зона 2. ПЭД. Перегрев, снижение сопротивления изоляции, разгерметизация гидрозащиты и отказ двигателя. Высокая температура пласта не только негативно влияет на ЭПО, но и может интенсифицировать такие осложнения как коррозия и солеотложения. Поэтому при оценке негативного влияния высокой температуры необходимо учесть данные риски и в случае необходимости комплексно подойти к организации защиты. [13] Методы защиты от влияния высокой температуры: Использование ГНО в термостойком исполнении согласно Методическим указаниям Компании «Единые технические требования к УЭЦН, ШГН, НКТ и другому оборудованию для добычи нефти»№ П1- 01.05 М-0005. При организации защиты механизированного фонда от осложняющих факторов необходимо проводить градацию фонда по дебиту жидкости. Для скважин осложненных высокой температурой: Группа №1 от 0 до 100 м 3 /сут. Группа №2 от 101 до 250 м 3 /сут. Группа №3 от 251 до 600 м 3 /сут. Группа №4 от 601 м 3 /сут и более. Зачастую для снижения негативного влияния высокой пластовой температуры достаточно эффективно применять УЭЦН в термостойком 74 исполнении, но в условиях эксплуатации скважин на месторождении X целесообразность данного технологического решения для конкретных скважин может проявляться не всегда. Поэтому в данном случае необходимо проводить градацию осложненного фонда по дебиту жидкости для качественного выбора технологий защиты и корректного проведения сравнительного анализа эффективности выбранных методов защиты. Так, для скважин, относящихся к 3 и 4 группе вышеуказанной градации применение термостойких УЭЦН может давать значительный экономический эффект, а для менее дебитных скважин зачастую будет экономически не рентабельным. |