Освоение скважин при помощи струйных насосов на восточно-северском месторождении. Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти
 Скачать 2.61 Mb.
|
|
2.5.1Типовая схема компоновки лифта Циркуляционный клапан 3 предназначен для глушения скважин в случае интенсивного нефтегазопроявления (рисунок11).Опрессовку НКТ осуществляют после пакерования путем спуска внутрь НКТ шара до его посадки в опрессовочном узле (создания избыточного давления), а затем извлечения шара на поверхность. Пакерное устройство 5 должно обеспечивать надежную герметизацию затрубного пространства при создании циклических переменных гидравлических нагрузок. Рекомендуется применение серийных пакеров с шлипсовым и якорным приспособлением механического или 31 гидравлического действия. Глубинный манометр устанавливают в лифте НКТ с целью контроля расчетного и фактического снижения давления на пласт Рисунок 11− Типовая схема компановки лифта:1 – НКТ; 2, 3 – опрессовочный и циркуляционный клапаны; 4 – УОС – 1; 5 – пакер; 6 – глубинный манометр; 7– хвостовик; 8 – фильтр 2.5.2Схема обвязки наземного оборудования Схема обвязки на первом этапе работ позволяет осуществлять круговую циркуляцию из емкости для рабочей жидкости через скважину, а при появлении притока откачивать нефть в амбар либо на пункт сбора и очистки нефти (рисунок 12) 32 Рисунок 12− Схема обвязки наземного оборудования:1 – емкость; 2 – устье скважины; 3 – нагнетательная линия; 4 – насосные агрегаты; 5 – всасывающая линия 2.5.3 Выбор допустимой величины депрессии на пласт. При определении максимально допустимой величины депрессии на пласт учитываются следующие факторы: прочности обсадной колонны на сминающее давление; наличия близлежащих водоносных горизонтов; устойчивости коллектора. Воздействие перепада давления при вызове притока на эксплуатационную колонну не должно превышать величин, регламентируемых нормативными документами. Если водоносный напорный горизонт находится выше или ниже продуктивного объекта, , не вскрытого перфорацией, перепад давления на метр разобщаемого интервала не должен превышать 1,5 MПa. При этом допустимая величина депрессии на испытуемый пласт не должна превышать значения ∆Р= Р пл − ( Р в пл −1,5h) где Р пл – пластовое давление нефтегазоносного пласта; 1,5 – допустимый градиент давления на 1 м цементного кольца, МПа/1м; h – расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до водонефтяного контакта (ВНК) или до водоносного горизонта; Р в пл – пластовое давление водоносного пласта. 33 Допустимая величина депрессии с учетом типа коллектора и его физико- механических свойств устанавливается геологической службой предприятия. Наименьшее значение величины депрессии, определяемой на основании указанных ограничивающих факторов, является максимально допустимой величиной депрессии ΔР доп 2.5.4 Расчет гидроструйной насосной установки для эксплуатации скважины. Исходные данные: диаметр внутренний Dэк = 0,13 м; диаметр НКТ внутренний dвн = 0,062 м; диаметр НКТ наружний dн = 0,073 м; затрубное давление Р = 0,8 МПа; глубина спуска СН Н = 2559 м; расстояние до забоя hc = 1300 м; плотность нефти ρн = 837 кг/м3; плотность воды ρв = 1000 кг/м3; угол наклона ствола скважины β = 2,1º; обводненность n0 = 0,58 доли; дебит скважины Qскв = 28 м3/сут; коэффициент эжекции U = 0,1; расход рабочей жидкости Qр = 280 м3/сут; диаметр камеры смешения dкс = 0,006 м; диаметр сопла dс = 0,004 м; пластовое давление Рпл = 22 МПа; вязкость нефти μн = 0,0006 Па ∙ с. 34 Решение 1. Рассчитываем дебиты пластовой нефти и пластовой воды: Q нпл =Q скв ∙(1−n в )=28∙(1−0,58)=11,76м 3 /сут, Q впл = Q скв ∙n в =28∙0,58=16,24м 3 /сут, 2.Определяем обводненность смешанного потока в затрубном пространстве n в зат = впл р впл р нпл 0,961818 3. Рассчитываем плотность смешанного потока в затрубном пространстве: p нв зат =p н∙ (1−n в зат ) +p в∙ n в зат = 837∙(1−0,9618) +1000∙0,9618=993,78 кг/м 3 4. Рассчитываем гидростатическое давление смеси в затрубном пространстве: Р жс = p н зат∙ ∙g∙Н∙cos(3,14∙ )= 993,78∙9,81∙2559∙ cos (3,14∙ )∙10 -6 =26,3 МПа. 5. Определяем гидростатическое давление рабочей жидкости в НКТ: Р жр = p в ∙ ∙ g∙ Н∙cos(3,14∙ )= 1000∙9,81∙2559∙ cos(3,14∙ )∙10 -6 =26,47 МПа. 6. Рассчитываем площадь сечения рабочего сопла и камеры смешения струйного насоса: S c =3,14∙ 3,14∙ =0,00001256 м 2 , S к =3,14∙ к 3,14∙ =0,00002826 м 2 , 7. Находим перепад давлений на струйном насосе: Р с Р р з ρ р ρ с з = 0,523 8. Рассчитываем числа Рейнольдса для потоков жидкости в НКТ и смешанного потока в затрубном пространстве: Re т = т μ р ρ р μ в =66586, Re к = т нв зат μ в р скв нв зат μ в =22231,05 35 9. Определяем потери давления на гидравлическое сопротивление в НКТ и затрубном пространстве: Р т тр = Р в Н = 0,495; = =0,0197; Р к тр = с Н с = 0,094; = =0,02591. 10. Находим давление нагнетания на устье Р: Р в = Ржс Р тр к Р зат –Р пл Р с с Рс Рр Р жп Р тр т Р пл Р с с =15,3815 МПа 11. Строим зависимости. Рисунок 13− Зависимость давления нагнетания на устье Ра от расстояния между струйным насосом и забоем скважины Рисунок−14 Зависимость давления нагнетания на устье Ра от величины коэффициента эжекции U 36 3.Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти 3.1Эксплуатации скважин пакерными установками гидроструйных насосов Анализ добычи нефти механизированным способом (см.выше) показал, что основной фонд добывающих скважин эксплуатируется при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и установок штанговых скважинных насосов (УШСН). Условия эксплуатации добывающих нефтяных скважин осложнены высоким газовым фактором, температурой, обводненностью, выносом песка, кривизной и малым диаметром. При этом для малодебитного фонда – менее 20 м³/сут – это наиболее критично. Как центробежные, так и штанговые насосы в указанных скважинах очень быстро выходят из строя. В малодебитных скважинах, где нет осложняющих факторов, коэффициент полезного действия (КПД) насосов тоже очень мал. Он составляет от 24% до 30%. Наличие газа при этом на приеме насоса снижает его КПД еще сильнее. (Таблица 5−Приложение А). Первые исследования в сфере добычи трудноизвлекаемой нефти были развернуты еще в 1970-х г. С течением времени российские и иностранные ученые разработали ряд высокоэффективных методов сохранения и повышения нефтеотдачи, которые сегодня применяются отечественными нефтяными компаниями. Одним из направлений повышения эффективности механизированной добычи является гидроструйный способ эксплуатации. Гидроструйный способ эксплуатации (ГСЭ) скважин впервые в России был внедрен на Самотлорском месторождении в1992 году. На месторождении ведётся эксплуатация проблемных низкодебитных скважин установками гидроструйных насосов с приводом от поверхностных силовых станций. Первоначально использовались пакерные гидроструйные установки. Применение пакерной схемы было вынужденным решением, так как других способов добычи нефти гидроструйными насосами в России не существовало. Рабочая жидкость от силовой станции нагнетается через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в сопло струйного аппарата. Смешанный 37 поток рабочей жидкости и продукции пласта поднимается на поверхность по затрубному пространству между НКТ и эксплуатационной колонной. Добыча нефти на поверхность по эксплуатационной колонне скважины вызывает дополнительные осложнения, связанные с коррозией, износом колонны, выпадением отложений парафина, солей и т.д. Рисунок 15− Схема скважины, оборудованной гидроструйным насосом с пакером: 1 − струйный насос, 2 −пакер, 3 − пласт, 4 −эксплуатационная колонна, 5 − НКТ, 6 − глубинный манометр, 7 − ГЗУ «Спутник», 8 −сепаратор наземной станции, 9 − выкидная линия, 10 − силовой насосный блок наземной станции, 11 − расходомер рабочей жидкости «Турбоквант», 12 − манометр для замера давления нагнетания рабочей жидкости. 38 Для того, чтобы рационально подобрать гидроструйный насос к скважине, необходимо знать индикаторные диаграммы скважин. При подъёме продукции по эксплуатационной колонне замерить динамические уровни невозможно, поэтому оценить продуктивность скважин при неизвестных значениях забойных давлений нельзя. Определить давление на забое скважины при пакерной гидроструйной эксплуатации можно при помощи спуска глубинного манометра совместно со струйным аппаратом. Подъём на поверхность такого агрегата осуществляется с помощью канатной техники. Такая процедура промысловых исследований очень трудоёмкая. Если отсутствует необходимая информация, гидроструйная пакерная эксплуатация скважин ведётся неэффективно. 3.2Эксплуатации скважин беспакерными установками гидроструйных насосов с двухрядным лифтом Эксплуатация скважин пакерными гидроструйными насосами в настоящее время практически полностью исчерпала свои возможности Развитие гидроструйного способа эксплуатации скважин связано с беспакерной компоновкой струйного аппарата. При одновременном снижении расхода рабочей жидкости, закачиваемой в НКТ, внедрение беспакерной компоновки позволило значительно повысить дебит скважины. На рисунке 16 представлена схема беспакерной установки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом. Рабочая жидкость при работе установки нагнетается по НКТ 1,5” в сопло струйного аппарата, который эжектирует продукцию пласта на поверхность по кольцевому пространству между НКТ 1,5” и НКТ 3”. На некоторых скважинах можно использовать НКТ 2” и 4”. Эта технология, в отличие от известных установок с пакерами позволяет избежать подъёма жидкости по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений. Кроме этого, можно контролировать динамический уровень в процессе эксплуатации. 39 Рисунок 16 − Схема беспакерной установки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом:1 – динамический уровень; 2, 3 – НКТ 89 и 48 мм, соответственно (3" и 1,5"); 4 – эксплуатационная колонна; 5 – струйный насос; 6 – обратный клапан НКТ 48 мм; 7 – хвостовик; 8 – продуктивный пласт [12] 40 В новой технологии полностью сохранены известные преимущества гидроструйных насосов: межремонтный период работы скважин составляет более 1100 суток, спуск-подъём струйного насоса осуществляется без бригады подземного ремонта, надёжная эксплуатация в осложнённых условиях. В ОАО «Самотлорнефтегаз» гидроструйными насосами было оборудовано84 действующих скважин. Из них83скважины оборудованы беспакерными компоновками. Подземное оборудование изготовлено ЗАО «Квант». Средний дебит скважины, оборудованной струйным насосом,составлял по жидкости – 21,5 т/сут, по нефти –9,2 т/сут. Весовая обводнённость 57,1%. Средняя наработка на отказ по гидроструйному фонду составляет 2371 сутки, а по скважинам, оборудованным штанговыми глубинными насосами средняя наработка на отказ составляет всего 356 суток. Хорошие результаты говорят о том, что использование в нефтяной промышленности ГСН имеет хорошие перспективы. моментами При внедрении гидроструйных насосов в новых районах тормозящими моментами являются высокая цена и материалоёмкость силовых наземных насосных станций. Обслуживатьих очень сложно. В качестве силовых насосов для установок гидроприводной добычи обычно используются плунжерные насосы высокого давления. К надёжности насосов предъявляются строгие требования. Поэтому стоимость таких установок высока Для их обслуживания необходимо иметь квалифицированный персонал. Нефтяникам невыгодно эксплуатировать скважины гидроструйным способом с такими силовыми станциями. Кроме этого, работа плунжерных насосов вызывает сильную вибрацию установок и пульсации жидкости в системе. В качестве приводных агрегатов для установок ГСН можно использовать погружные центробежные насосы (ЭЦН) Электроцентробежные насосы более надежные, чем плунжерные. Они могут длительное время работать без обслуживания.[9] 41 3.3 Схема силовой мини-станции с приводом от ЭЦН С целью увеличения возможностей эксплуатации осложнённых скважин с применением гидроструйных насосов была предложена технологическая схема силовой мини-станции на 1-4 скважины с приводом от ЭЦН, расположенного в шурфе. Гидроструйный способ эксплуатации становится проще, он похож электронасосную добычу нефти. Мини-станция для гидроструйной добычи На кусте 670Б Самотлорского месторождения. по этой технологической схеме введена в эксплуатацию мини-станция для гидроструйной добычи Силовая станция с применением погружных центробежных насосов имеет гораздо более широкие функциональные возможности, лучшую надежность, меньшую стоимость по сравнению со станциями, в которых используются импортные плунжерные насосы. При давлениях нагнетания свыше 16 МПа у плунжерных насосов, приводящих в действие ГСН, резко снижается наработка на отказ. Для установок ЭЦН это значение давления нагнетания не является предельным. Современные погружные насосы развивают давления 20-30 МПа и работают достаточно надежно. Внедрение силовых станций с установками ЭЦН для привода гидроструйных насосов позволит освоить и ввести в нормальную эксплуатацию значительное количество бездействующих и часто ремонтируемых осложнённых скважин. Была разработана новая технологическая схема станции, которая при эксплуатации позволяет обойтись одной АГЗУ «Спутник», а не двумя. Отличительная особенность новой технологической схемы состоит в том, что возможно индивидуально замерять дебит добываемой продукции (а не смешанного потока) по каждой скважине, оборудованной струйным насосом (рисунок 17). 42 Рисунок 17− Новая технологическая схема гидроструйной эксплуатации скважин с приводом от силового погружного центробежного насоса: 1 – добывающая скважина, 2 – струйный насос, 3 – шурф,4 – УЭЦН с газосепаратором и погружным центробежным сепаратором мехпримесей, 5, 6 – обратные клапана, 7 – АГЗУ «Спутник»[15] Принцип работы мини – станции для гидроструйной эксплуатации скважин. Перед первым запуском станции шурф 3 заполняется жидкостью (например, водой или дегазированной нефтью). Затем включается силовой ЭЦН 4, нагнетающий рабочую жидкость в НКТ добывающих скважин 1и далее - в сопла струйных насосов 2. (На рисунке 17 показана лишь одна добывающая скважина, на практике их число может доходить до 10-12). Часть жидкости из шурфа 3 уходит в этот период времени на заполнение труб от станции до скважин, НКТ и кольцевого межтрубного пространства добывающих скважин 1.Объём шурфа 3 выбирается с запасом так, чтобы это обеспечить с учетом 43 положения статического уровня и геометрических размеров труб и затрубного пространства. После того, как с помощью струйных насосов 1 начинается добыча жидкости из скважин, смешанный поток рабочей жидкости и добываемой продукции возвращается в шурф 3. Поскольку в это промежуток времени из шурфа 3 уходит меньше жидкости, чем приходит, то по мере заполнения давление в шурфе 3 и в линиях подвода продукции скважин к шурфу постепенно повышается. Когда давление там станет выше, чем давление в системе нефтегазосбора, открывается обратный клапан 5 и добываемая продукция начнет поступать в АГЗУ «Спутник» 7 на замер. Рабочая жидкость с попутным газом направляется в шурф 3 и далее – на прием силового ЭЦН, где установлены сепараторы механических примесей и газа. Твердые частицы оседают в накопитель погружного центробежного сепаратора мехпримесей, а газ идет в межтрубное пространство между НКТ силового ЭЦН промежуточной колонны шурфа 3, откуда через обратный клапан 6 направляется в АГЗУ «Спутник» 7. Снабжение системы погружным, а не наземным центробежным сепаратором механических примесей позволяет обойтись без сброса грязной жидкости в «Спутник», вносящего неопределённость в замерах на мини-станции, работающей на кусте 670 Самотлорского месторождения. Следовательно, можно полностью контролировать работу скважин, оборудованных гидроструйными насосамибез привлечения дорогостоящих сервисных подрядчиков. 3.4 Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти (на примере Красноленинского месторождения Талинской площади) Красноленинское нефтегазовое месторождение (КНГМ) находится на поздней стадии разработки. Месторождение характеризуется ежегодным ускорением темпа падения базовой добычи. Увеличивается бездействующий, низкодебитный и условно-рентабельный фонд скважин. Особенно остро стоит проблема дальнейшей эксплуатации малодебитного и часто ремонтируемого фонда скважин Талинской площади Красноленинского месторождения. 44 Текущее состояние эксплуатационного фонда добывающих скважин Талинской площади осложнено высоким газосодержанием и содержанием твердой фазы в добываемой скважинной продукции, высоким значением температур и обводненности, конструктивными ограничениями скважин, низкими энергетическими характеристиками объектов разработки ввиду их естественного истощения. Эксплуатация малодебитного фонда скважин в осложняющих условиях привела к тому, что наработка на отказ погружного насосного оборудования не достигает 2 месяцев. Такую категорию скважин относят к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). Малодебитный фонд скважин, оборудованных УЭЦН или УШГН, на эксплуатацию которых не влияют осложняющие факторы, имеет другой отрицательный момент – низкие энергетические характеристики. По данным крупнейших производителей УЭЦН, КПД для малопроизводительных насосных установок (УЭЦН-15 и УЭЦН-20) при перекачке жидкостей не превышает 24…30 % (рисунок 18)[2] Рисунок 18− Энергетические характеристики УЭЦН в условиях эксплуатации низкодебитных скважин; приток из пласта – от 10 до 20 м 3 /сут. Кроме этого, данные экспериментальные исследования, проводимые в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, показали, что при увеличении входного газосодержания в насосе происходят кавитационные процессы. Эти процессы влияют на снижение показателей полезной мощности насосной установки и приводят к еще большему снижению КПД насосной установки по сравнению со 45 значениями, полученными при работе насосной установки на жидкости (рисунок 19). Рисунок 19 − Сравнительный анализ энергетических характеристик УЭЦН (а) и гидроструйного насоса (б) при откачке газожидкостных смесей [2] Проведенный анализ эксплуатационного фонда скважин Талинской площади показал, что на 75-100 скважинах требуется применение альтернативных способов добычи, таких как гидроструйная эксплуатация скважин. Гидроструйный способ добычи за короткий период показал свою эффективность и перспективность. Сложность гидроструйной эксплуатации заключается в том, что услуги по подъему жидкости данным способом оказывают специализированные предприятия. В 2010 г. специалисты ОАО "РН-Няганьнефтегаз" начали экспериментальный проект по развитию гидроструйного способа добычи. Идеей данного проекта предусматривалось проектирование схемы организации собственной гидроструйной добычи и необходимого для этих целей оборудования, которые позволили бы обеспечить максимальную автоматизацию данного способа и последующий отказ от привлечения сервисных организаций. 46 Основная цель реализации пилотного проекта – оценка возможности и необходимых ресурсов для организации гидроструйной эксплуатации собственными силами. Принципиальная схема обвязки скважин Талинской площади, на которых и был реализован пилотный проект по переводу малодебитных скважин на гидроструйный способ эксплуатации, представлена на рисунке 20 Рисунок 20−Принципиальная схема обвязки системы гидроструйной эксплуатации скважин Талинской площади В схеме организации собственной гидроструйной добычи роль накопителя, сепаратора и силовой части всей системы выполняет шурфовая скважина (рисунок 21, а). Впервые подобная схема была реализована на Самотлорском месторождении в августе 2008 г. Шурфовая скважина глубиной 200 м изолирована от доступа подземных вод обсадной колонной условным 47 диаметром 324 мм и цементным стаканом на забое. В шурф-скважину спущена и свободно подвешена на оборудовании устья скважины эксплуатационная колонна условным диаметром 168 мм. В эксплуатационную колонну на НКТ спущена высокопроизводительная установка УЭЦН. Шурф-скважина работает следующим образом Жидкость гидроструйных скважин (рабочая + добытая) поступает на замер в автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ). После замера в АГЗУ жидкость по трубопроводу поступает в "большой" затруб шурф- скважины (кольцевое пространство между колоннами диаметрами 324 и 168 мм). Омывая башмак эксплуатационной колонны, часть жидкости поступает в "малый" затруб на прием УЭЦН, посредством которого нагнетается в гидроструйные скважины, предварительно пройдя цикл очистки и распределения. Остальная часть жидкости вместе с выделившимся в "малом" затрубе газом поступает на коммерческий замер. В обвязке устья шурф- скважины (рисунок 21,б) предусмотрена система перемычек для обеспечения циркуляции жидкости по нефтесборным и нагнетательным коллекторам в случае отказа шурфового УЭЦН, что особенно актуально в зимний период времени. Устьевая обвязка шурф - скважины включает в себя элементы управления режимом самого накопителя – регулирование давления на входе и величины сброса жидкости на выходе. За счет естественной сепарации жидкости в"малом" затрубе на закачку в гидроструйные скважины поступает рабочая жидкость с обводненностью 100 %, т. е. вода. В традиционной схеме организации гидроструйной добычи из-за особенностей системы в качестве рабочего агента используется малообводненная жидкость, что впоследствии негативно сказывается на достоверности замера добываем продукции. 48 Рисунок 21− Шурфовая скважина: а – принципиальная схема; б – устьевая обвязка 49 Использование шурф-скважины в качестве силовой и накопительной частей позволило повысить эффективность рабочего агента, исключить технологические потери нефти, присущие традиционной схеме организации гидроструйной добычи, и в значительной степени снизить металлоемкость всей системы. Кроме этого, ЗАО "Новомет-Пермь" было разработано и поставлено новое инновационное оборудование для подготовки и закачки рабочего агента в гидроструйные скважины – блок "БРИФ" (рисунок 22). Блок не имеет на сегодняшний день аналогов на российском и зарубежном рынках нефтепромыслового оборудования. Блок БРИФ-1-100-20-700-1-6-1-1 осуществляет фильтрацию рабочей жидкости с тонкостью очистки 100 мкм и ее распределение на 6 отводов (5 скважин и 1 байпасный отвод), рассчитан на рабочее давление 20 МПа, предельный суммарный расход жидкости 700 м3/сут, имеет 1 каскад очистки с двумя поочередно работающими фильтровальными линиями функции регенерации. 50 Рисунок 22− БРИФ-1-100-20-700-1-6-1-1 на Талинской площади: а – 3D модель БРИФ, б – 3D модель фильтровальных линий; в – внешний вид БРИФ В 2012 г. на Талинской площади ОАО "РН-Няганьнефтегаз" реализован пилотный проект по организации собственной гидроструйной эксплуатации скважин. В эксплуатацию гидроструйным способом введено 5 скважин малодебитного и бездействующего фонда (таблица 6). Характеристика 51 гидроструйных скважин указывает на их работу в режиме, близком к оптимальному (рисунок 23), но требующем увеличения давления закачки. Рисунок 23− Характеристика гидроструйных насосов при откачке жидкости скважин Талинской площади Успешная реализация проекта позволила сократить операционные расходы на 25 млн р. в год с получением дополнительного прироста добычи нефти за счет оптимизации работы гидроструйных скважин. Все это указывает на то, что необходимо развивать гидроструйный способ добычи с целью повышения эффективности малодебитного, осложненного и бездействующего фонда. |