Освоение скважин при помощи струйных насосов на восточно-северском месторождении. Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти
 Скачать 2.61 Mb.
|
|
Скважина До перевода на ГСЭ После перевода на ГСЭ СЭ Интервал перфорации, м Дебит жидкости, м 3 /сут Глубина спуска струйного насоса, м Динамический уровень, м Расход рабочей жидкости, м 3 /сут Дебит жидкости, м 3 /сут 1А ЭЦН 2760…2768 10 2290 613 95 13 2А б/д 2712…2718 2722…2729 2300 1219 77 18 3А ШГН 2722…2729 2667…2678 5 2314 1330 76 19 4А ШГН 2710…2714 2716…2723 3 2310 1710 76 15 5А ШГН 2768…2773 2777…2781 2783…2787 3 2294 1650 79 16 53 3.5 Подбор оборудования для совершенствования системы добычи нефти (на примере одной из скважин Талинского месторождения)[6] Для реализации задач повышения энергоэффективности добычи нефти с помощью гидроструйного способа эксплуатации скважин в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина были разработаны методика и программа подбора и анализа оборудования для совершенствования системы добычи нефти и достижения наивысшего КПД при гидроструйном способе эксплуатации скважин применительно к Талинскому месторождению. Струйный насос обладает наибольшей эффективностью при работе с коэффициентом инжекции U (отношением расхода откачиваемой насосом продукции к расходу рабочей жидкости), равным 1. Осуществляя цикл последовательных повторений по коэффициенту инжекции в сторону его уменьшения, согласно методике проводится поиск верхней границы рабочей области, в которой существуют режимы работы струйного насоса, удовлетворяющие заданным условиям и ограничениям. Исходные данные для подбора струйного насоса Исходные данные о планируемом технологическом режиме Дебит скважины, м 3 /сут ................................................. 15 Давление, МПа: на забое скважины ......................................................... 12,0 в выкидной линии скважины ........................................ 1,40 в затрубном пространстве скважины ........................... 1,43 максимальное давление закачки ................................... 16,3 насыщения при температуре пласта ............................ 15,0 54 Конструкция скважины Диаметр, мм: внутренний ЭК ................................................................ 146 внутренний внешней колонны НКТ ............................... 76 внешний внутренней колонны НКТ ............................... 48 внутренний внутренней колонны НКТ ........................... 40 Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних отверстий фильтра ЭК, мм ...............................................2664 Физико-химические свойства Плотность, кг/м3: нефти при СУ ..................................................................815 воды при СУ ...................................................................1014 попутного газа при СУ ..................................................1,228 Вязкость, мПа∙с: нефти при СУ ................................................................. 4 воды при СУ ...................................................................1 Объемная обводненность продукции при СУ, % .........30 Газосодержание (газонасыщенность), м 3 /м 3 .................186 Исходные данные о ГСН Глубина спуска СН по вертикали, м .............................2316 Объемная обводненность рабочей жидкости, % ...........99,9 При объеме закачки рабочей жидкости 40,75 м 3 /сути давлении закачки (на выходе из технологического блока) 11,41 МПа, как показывают расчеты, КПД струйного насоса составит 28,5 %. Данный расчет указывает на то, что невозможно вести максимально эффективную добычу. Проведение цикла повторений позволило определить, что решения для заданных условий 55 существуют при коэффициенте инжекции [0; 0,57], при этом наиболее энергоэффективным является режим, соответствующий верхней границе диапазона (рисунок 24). Рисунок 24 − Зависимость∆ Рс /∆Рр и η от коэффициента инжекции струйного насоса: Обозначения: – режим, соответствующий максимальному КПД; − искомый режим; – направления цикла итераций по коэффициенту инжекции и безразмерному перепаду давлений; ∆Рс /∆Рр – безразмерный перепад давлений, характеризующий напорность струйного насоса; ΔРс = Рс – Рпр.; ΔРр = Рр – Рпр., 56 где Рс – давление на выходе из струйного насоса; Рпр. – давление в приемной камере струйного насоса; Рр – давление перед соплом струйного насоса; η – КПД струйного насоса, %; U – коэффициент инжекции Результаты подбора струйного насоса Объем закачки, м 3 /сут ................................................... 40,75 Давление закачки, МПа .................................................11,41 Диаметр сопла, мм .........................................................1,7 Диаметр камеры смешения, мм .....................................2,7 Давление, МПа: перед рабочим соплом СН .......................................... 34,32 в приемной камере СН ..................................................9,46 на выходе из СН ............................................................18,5 Достижимый относительный перепад .......................... 0,364 Коэффициент инжекции .................................................0,57 Кавитационный коэффициент инжекции .......................0,57 КПД, % ...........................................................................28,5 Основным направлением поиска решения является нахождение энергоэффективного режима в заданных условиях. Завершающий этап методики подбора оборудования - расчет режима работы силовой части и определение требуемых характеристик насоса шурфовой скважины (подача, напор и полезная мощность) для осуществления гидроструйной эксплуатации куста скважин. В качестве исходных данных для расчета используется информация об имеющихся гидроструйных скважинах, необходимом для их работы расходе и напоре рабочей жидкости, о системе сбора и распределения, характеристики технологического блока и конструкция шурфовой скважины. Разработанная методика дает возможность спроектировать новую систему или 57 модернизировать существующую. На основе данной методики была создана компьютерная программа по подбору оборудования применительно к Талинскому месторождению. Проектируя новую систему, необходимо задавать определенный набор исходных данных и существующих ограничений в условиях действующей инфраструктуры (ограничения по давлению закачки). Каждому ограничению программа предлагает вариант, обладающий тем или иным показателем эффективности. В рассмотренном примере достигнут КПД, который составляет 94,2 % от максимально возможного. Важнейшей задачей является достижение наилучшего баланса между затратами энергии силовой частью и эффективностью работы струйной техники. Данная задача решается путем совместного использования программы подбора струйного насоса и ее модуля по расчету режима работы силовой части. Методика и программа позволяют осуществить подбор наиболее энергоэффективного оборудования для гидроструйной эксплуатации куста скважин, включая силовую часть, и оценить энергоэффективность работы всей системы. Выявленные многочисленные проблемы с достоверностью показаний системы замера, не позволяющие однозначно определять режим работы оборудования для гидроструйной эксплуатации скважин, создали предпосылки для разработки методики анализа работы оборудования. Данная методика обеспечила возможность расчетным путем получать замеренные с большой погрешностью значения и определять фактический режим работы струйного насоса и силовой части. Также на основе методики разработана программа анализа оборудования для оптимизации системы добычи нефти и достижения наивысшего КПД при гидроструйном способе эксплуатации скважин применительно к Талинскому месторождению. При анализе работающей системы используется фактический режим работы скважины, определяется режим работы струйного насоса на заданной глубине установки. Затем фактический режим наносится на теоретическую характеристику струйного насоса и определяется КПД аппарата при его работе 58 на данном режиме. Недостоверность показаний системы замера не всегда позволяет осуществить качественный анализ и получить результаты. При помощи программы можно оценить источник ошибки и вывести предупреждающее сообщение, что позволяет провести полный анализ скважины и сравнить расчетные показатели работы системы с альтернативными вариантами. Альтернативный вариант рассчитывается с помощью методики подбора. Рисунок 25−Пример расчета альтернативного варианта Обозначения: – фактическая характеристика работы СН (dc = 2,3 мм; dкс = 3,5 мм); – характеристика работы СН для альтернативного варианта (dc = 1,5 мм;dкс = 2,7 мм); – фактический режим работы СН; – режим работы СН для альтернативного варианта 59 На рисунке 25 представлен пример расчета альтернативного варианта для одной из скважин Талинского месторождения. В данном примере дебит скважины составляет 30,5 м 3 /сут. Альтернативный вариант позволяет увеличить КПД с 24,2 до 30,3 %. При этом объем закачки сокращается более чем в 2 раза – с 68,3 до 30,6 м 3 /сут,а давление закачки уменьшается с 16,3 до 12,1 МПа. Такое изменение режима работы силовой части приводит к сокращению потребляемой мощности более чем в 3 раза. Из вышеизложенного можно сделать выводы о том, что данные программы подбора и анализа оборудования для совершенствования системы добычи нефти и достижения наивысшего КПД при гидроструйном способе эксплуатации скважин применительно к Талинскому месторождению позволяют: осуществлять подбор наиболее энергоэффективного оборудования; усовершенствовать существующую систему гидроструйной эксплуатации; проводить анализ работы скважин, оборудованных гидроструйными насосами; анализировать источник ошибки при замерах технологических параметров на кусте скважин, оборудованных гидроструйными насосами; оценивать энергоэффективность работы существующего оборудования для гидроструйной эксплуатации и проводить поиск альтернативного варианта, позволяющего сократить энергопотребление. Программы приняты к внедрению на Талинском месторождении в 2013 г. 3.6 Преимущества и недостатки установки гидроструйных насосов Установки гидроструйных насосов по сравнению с другими способами эксплуатации имеют значительные преимущества: простая конструкция и компактность оборудования (позволяет вести длительную эксплуатацию без подъема подземного оборудования, а это в 60 свою очередь предотвращает снижение коэффициента продуктивности ПЗП); отсутствие кабеля, насосных штанг, движущихся частей; большой межремонтный период работ, высокая надежность (безремонтный период эксплуатации сокращает затраты на подземные ремонты, сокращает простой до минимума, что позволяет получить дополнительную абсолютную добычу); простое регулирование отбора продукции скважины; не требуется подземный ремонт при замене насоса реагенты можно подавать в скважину вместе с рабочей жидкостью; без подъема скважинного оборудования осуществлять доступ на забой можно создавать депрессии на пласт, которые требуются; в скважине можно проводить гидродинамические исследования имеется возможность изменять режим работы скважины в скважине, за счет применения различных насадок и камер смешения в струйных насосах; возможно, эксплуатировать с любым профилем наклонно-направленной скважины; производить добычу нефти из скважин, дебит которых менее 10 м 3 /сут. при дебитах до 150 м 3 /сут на подъем жидкости минимальные затраты производить добычу нефти в осложненных условиях (нестабильный приток жидкости из пласта, высокий газовый фактор, высокая температура, , высокое давление насыщения нефти газом, большая вязкость откачиваемой продукции, большая глубина, низкая проницаемость коллектора, высокое содержание песка, большая кривизна скважины) Средний показатель наработки на отказ гидроструйной насосной установки превышает аналогичный показатель УЭЦН в три раза. 61 Есть и отрицательные стороны при применении гидроструйных насосов: низкий КПД (не более 30%), однако он соизмерим с КПД УЭЦН и УСШН при добыче скважинной продукции с малыми дебитами (до 20 м 3 /сут.); цена оборудования высокая (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях); для обслуживания требуются специалисты высокой квалификации 62 4.Ресурсоэффективность и ресурсосбережение 4.1Экономическая оценка эффективности применения струйных насосных установок Главным экономическим показателем, который характеризует эффективность использования нового оборудования для добычи нефти, является чистая прибыль. Чистая прибыль− это совокупный доход предприятия, минус величина эксплуатационных затрат, включая амортизационные отчисления и общую суммы налогов, отчисляемых в государственный бюджет. Экономический эффект рассчитывается по формуле: ЭТ = P t −З t , где ЭТ− экономический эффект мероприятия НТП за расчетный период, руб. P t − стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период, руб. З t − стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период, руб. P t =Ц ΔА*365, где Ц −цена одной тонны нефти, руб; ΔА − дополнительная добыча от внедрения, тонн. З t =С* ΔА * 365 +ΔР, где С− себестоимость одной тонны нефти, руб; ΔА − дополнительная добыча от внедрения, тонн; ΔР − затраты на проведение мероприятия, руб; Срок окупаемости: Т П , где К − капитальные вложения, тыс.руб.; П − годовая прибыль, тыс. руб.; 63 Капитальные затраты на ШГН составляют 2,8 млн.р. (Автореферат Исаченко) Капитальные затраты на УЭЦН составляют 3,5 млн.р. Стоимость обустройства ГСН – 5,7 млн.р. на 1 скважину (Из диплома) Стоимость обустройства традиционным способом для 5 скважин составила: ШГН 2,8*3 = 8,4 млн.р ЭЦН 3,5*1= 3,5 млн.р Итого: 11,9 млн.р Добыча жидкости при этом составила 21 м 3 /сут (сумма по таблице 6) или 567 т.р. на 1 м 3 /сут. Затраты на обустройство ГСН составили 5,7*5= 28,5 млн.р. Добыча жидкости 81 м 3 /сут или 352 т.р. на 1 м 3 /сут Таким образом, удельное снижение капитальных затрат на кубометр добываемой жидкости составило 38%. Из статьи мы знаем, что затраты на обслуживание снизились на 25 млн. р. в год. Сюда вошли подземные ремонты на замену оборудования, расходы на обслуживание фонда .Дополнительную прибыль от добычи посчитать нельзя из-за отсутствия дебита нефти. Из выше сказанного можно сделать вывод: при эксплуатации скважин гидроструйными насосами капитальные затраты значительно ниже, чем при эксплуатации скважин традиционным способом, это связано с отсутствием необходимости монтажа станков-качалок, использовании скважинныхнасосов. Добыча нефти гидроструйными насосами дает возможность получать дополнительную добычу нефти, повышать нефтеотдачу пластов. 64 5.Социальная ответственность Процесс эксплуатации скважин включает регулирование режима работы, наблюдение за работой, проведение тех или иных мероприятий по восстановлению нормальной работы скважин и оборудования, применяемого для осуществления того или иного способа. Пути улучшения условий труда рабочих, занятых обслуживанием скважин и мероприятия по охране труда различны на каждом предприятии и зависят от конкретных местных условий, но все это осуществляется при полном соблюдении мер по охране недр и окружающей среды в соответствие с законом Российской Федерации « О недрах». При эксплуатации скважин возникают опасные и вредные факторы, которые представлены в таблице 7. Таблица7− – Опасные и вредные факторы при эксплуатации фонда скважин Источник фактора, наименование видов работ Факторы Нормативные документы Вредные Опасные Обслуживание и эксплуатация фонда скважин 1.Повышенная запыленность и загазованность. 2.Неудовлетворительн ые метеорологические условия 3.Повышенный уровень шума. 4.Отсутствие или неудовлетворительное освещение. 1..Поражение электрическим током 2.Пожароопасность 3. Взрывоопасность 4. Давление в системах работающих механ измов 1. ГОСТ 12.1.007 – 76 ССБТ «Вредные вещества»; 2. ГОСТ 12.1.038– 82ССБТ «Электробезопаснос ть»; 3.СНиП2.09.04.874. ГОСТ 356 – 80 «Давления условные пробные и рабочие»; 4Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, 2013г. Анализ опасных факторов при эксплуатации скважин Одним из опасных факторов на месторождениях является электрический ток. Удар электрическим током опасен, кроме этого, может 65 привести к летальному исходу. На любом производстве особое внимание уделяется технике безопасности с электрооборудованием. При работе с электрооборудованием нужно использовать соответствующие средства защиты: использование специального инструмента, использование изолирующих рукавиц, и специальной одежды. Не допускается проведение работы во время осадков и в условиях катаклизм. Также к опасным факторам относится движение механизмов и движение частей оборудования. К этому пункту можно отнести спускоподъемные операции; монтаж, демонтаж, передвижение ТС по месторождению, и т.д. При проведении перечисленных работ, необходимо выполнять следующие требования к безопасности: использование защитных головных уборов, использование специальной обуви, необходима защита рук. Не допускается находиться над разгружаемым или опускаемым объектом, производить разгрузку грузов на неустойчивом грунте, а также без упоров крана или погрузчика. При проведении представленных работ требуется соблюдать регламент ТБ. Так же существуют высотные работы. Работы на высоте в открытых местах запрещаются во время грозы, при температуре наружного воздуха ниже нормы, установленной местными органами самоуправления, при силе ветра 10-12 м/сек и более, при сильном снегопаде или тумане, при гололеде. Работник, осуществляющий работы на высоте, должен быть обеспечен специальным инструментом, специальной одеждой и специальным оборудованием для безопасного проведения работ. При проведении вышкомонтажных работ нужно использовать страховочный пояс. |