УСЛОВИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПЕРЕОДИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБЕТНЫХ СКВАЖИН. Отчет ЭДНБз-18-2 Павленко Е.А.. Условия оптимизации переодического режима эксплуатации малодебетных скважин е. А. Павленко
 Скачать 28.94 Kb.
|
|
УСЛОВИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПЕРЕОДИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБЕТНЫХ СКВАЖИН Е.А.Павленко Филиал ТИУ в г.Сургуте студент группы ЭДНбз-18-2 г. Сургут, РФ Аннотация По мере истощения нефтегазоносного пласта может наступить момент, когда добыча нефти из малодебитной скважины непрерывным способом становится экономически нерентабельной, вследствие значительных затрат электроэнергии на добытую нефть. Известны способы оптимизации малодебитных скважин путём обеспечения периодической откачки нефти, сводимых к установлению оптимальных периодов простоя - накопления жидкости в скважине и её последующей откачки, позволяющих минимизировать потребление мощности насосной установкой при обеспечении максимально возможной добычи нефти. Методика определения времени периодов накопления и откачки основывалась на использовании эмпирических кривых восстановления давления на забое скважин после прекращения откачки жидкости с учётом снижения её динамического уровня в затрубном пространстве скважины. При этом на характер изменения динамического уровня жидкости в скважине в период накопления учитывалось влияние таких параметров, как пластовое и забойное давления перед остановкой скважины на стационарном режиме работы, диаметр обсадной колонны, содержание газа в добываемой жидкости и др. Автором разработаны: - динамическая модель системы механизированная скважина-пласт, включающая в себя аналитическую, модифицированную для двухфазного течения жидкости в скважине динамическую модель призабойной зоны; - модифицированная механистическая модель Marquez для расчёта коэффициента естественной сепарации газа на приёме электроцентробежного насоса (ЭЦН) для нестационарных течений в затрубе скважины; - двухфазная (газожидкостная) модель типа drift-flux для расчёта распределения давления добываемой жидкости в затрубе скважины и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) ниже уровня приёма насоса; - аналитическая зависимость для определения уровня газожидкостной смеси в НКТ при различных подачах насоса. Ключевые слова Добыча нефти; моделирование нефтяных скважин; система пласт-скважина-ЭЦН; дебит нефти; нефтяная скважинная продукция; мощность нефтегазоносного пласта Скважины с дебитом жидкости до 5 м3/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как: а) существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую подачу (технологическая причина); б) средний отбор по мере износа насоса меньше установленного дебита (экономическая причина). В случае непрерывной откачки при неполном заполнении цилиндра жидкостью, когда возможная подача установки больше дебита (оптимальный запас подачи равен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ оборудования, уменьшается коэффициент полезного действия установки, повышается себестоимость добычи нефти. Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность равна отношению эксплуатационных расходов к накопленной добыче. Эксплуатационные расходы состоят из энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений (отчислений на погашение первоначальной стоимости оборудования). Затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому наиболее целесообразна периодическая эксплуатация таких малодебитных скважин. За счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные расходы и, как следствие, при одной и той же накопленной добыче — ее себестоимость. Цикл периодической откачки (tц) состоит из двух процессов: накопления жидкости (tн) — рост Рз при уменьшении Q; откачки жидкости (t0)—уменьшение р3 при увеличении Q. Выбор скважин для периодической откачки осуществляется на основе анализа геолого-технологических и технико-экономических факторов. Основными из них являются следующие: Ø относительное снижение дебита — отношение среднего дебита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке QHn:  Ø коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи QH данной установки при полном заполнении цилиндра жидкостью к фактическому дебиту при непрерывной откачке:  где ап — фактический коэффициент подачи нового насоса; QT— теоретическая подача насоса.Относительное снижение дебита фп оценивают из условия, что себестоимость нефти Сп при периодической откачке не должна быть выше себестоимости Снп ПРИ непрерывной откачке, то есть Сп<С„п. Желательно, чтобы фп изменялось от 0,8 до 0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать еп от 1,5 до 3,5. Периоды /н и t0 можно рассчитать теоретически. Такой расчет обычно не дает надежных результатов вследствие наличия различных осложнений в эксплуатации, отсутствия качественных исследований. На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства (см. рис. 11.12,6), тем самым определяют продолжительность откачки. А периоды накопления tH подбирают опытным путем, изменяя их продолжительность для получения приемлемого фп. Период откачки изменяется с помощью автоматических устройств, включающих и отключающих СК. Работа их может быть основана на разных принципах: реле времени (при этом не учтен износ насоса); по прекращению подачи; косвенное измерение уровня жидкости в скважине; динамографическое реле; датчики силы и давления и др. По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Замену насоса рекомендуется проводить, когда t0 увеличится в 10—15 раз. На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше ts, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая жидкость из него. В карбонатных пластах для такой же цели создают накопительные камеры на забое в виде расширения и углубления ствола скважины. Перевод на периодическую откачку не рекомендуется при обводненности более 80—90% и содержании песка более 1%. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2—3 раза. Список использованной литературы Вирновский А. Р. Периодическая эксплуатация скважин // Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти: сб. тр. М.: Недра, 1971. С. 15 - 26. Нугаев И. Ф., Искужин Р.В. Динамическая модель нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН как объекта управления // Нефтегазовое дело : электрон. науч. журн. 2012. №5. С.31-46. URL: http://ogbus.ru/authors/Nugaev/Nugaev_1.pdf Фомин В.В. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения: автореф. дис…. канд.техн.наук. Тюмень: Изд. «Нефтегазовый университет», 2006. 16 с. Штеренлихт Д.В. Гидравлика: учеб. для вузов. В 2-х кн. М.: Энергоатомиздат, 1991. Кн. 1. С.351. Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчетов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть» / М. М. Хасанов, В. А. Краснов, А. А. Пашали, Р. А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. 2006. № 09. С. 29 - 35. Анализ и адаптация к задачам ОАО «НК «Роснефть» универсальной механистической модели для расчета градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины / В. А. Краснов, А. А. Пашали, Р. А. Хабибуллин, В. Ю. Гук // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2006. № 3. С.21 - 25. |