Повышение энергоэффективности добычи нефти

Из табл. 7, 8, 9 видно, что для скважин, эксплуатирующих горизонты Д0–Д1, необходимы приводы грузоподъемностью 60–80 кН. Следовательно, базовыми для этой группы скважин являются приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 и ПЦ 80-6-1/4. В скважинах с дебитом жидкости 100 м3/сут и более может оказаться целесообразным применение приводов ПЦ 120-7,3-1/4 с длиной хода 7,3 м, несмотря на их несколько избыточную грузоподъемность.

Таблица 9

Технические характеристики разработанных цепных приводов

На начало 2012 г. в ОАО «Татнефть» цепными приводами оборудовано 1383 скважины (рис. 20). Общее число скважин, эксплуатируемых цепными приводами производства БМЗ, в ОАО «Татнефть» и других компаниях превышает 1600.

Практика масштабного использования цепных приводов показала, что их применение наиболее эффективно в скважинах с осложненными условиями эксплуатации, где при применении

61

elib.pstu.ru

традиционного оборудования межремонтный период (МРП) работы существенно ниже среднего по компании.

Рис. 20. Динамика действующего фонда скважин, оборудованных цепными приводами ПЦ 60-3-0,5/2,5 (1) и ПЦ 80-6-1/4 (2)

в ОАО «Татнефть»

Приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 рекомендуется применять в скважинах, добывающих высоковязкие нефти (ВВН) и продукцию, образующую стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии (ВНЭ); малодебитного периодического фонда; при образовании на глубинно-насосном оборудовании асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солей.

Для ОАО «Татнефть» это прежде всего скважины, вскрывшие продуктивные отложения нижнего и среднего карбона. Их эксплуатация осложнена высокой вязкостью продукции, обусловленной как повышенной вязкостью нефти, так и образованием в насосном подъемнике стойкой водонефтяной эмульсии, вязкость которой в десятки раз превышает вязкость нефти в пластовых условиях.

Эффективность эксплуатации осложненных скважин после замены балансирных приводов грузоподъемностью не более 60 кН на цепной оценивалась по изменению числа текущих ремонтов (TPC), «реанимационных» мероприятий без проведения ТРС, МРП и изменению электропотребления.

62

elib.pstu.ru

Важным фактором, определяющим эффективность применения ПЦ, является снижение удельного энергопотребления. Для количественной оценки эффективности применения ПЦ проанализированы замеры расхода электроэнергии по скважинам с дебитами жидкости от 8 до 12 м3/сут и обводненностью продукции от 35 до 80 % (зона образования эмульсии), эксплуатирующих угленосные горизонты с применением УСШН с балансирными (СК6) и цепными приводами (ПЦ 60-3-0,5/2,5), а также установками штанговых винтовых насосов (УШВН). Выявлено, что среднее энергопотребление УСШН с цепными приводами на 12,6 % меньше, чем УСШН с балансирными приводами, и на 35 % ниже по сравнению с УШВН. Кроме того, внедрение цепных приводов позволило сократить недоборы нефти по скважинам с ВНЭ и ВВН.

На основании данных, полученных при эксплуатации скважин осложненного фонда, установлена зависимость экономической эффективности внедрения цепных приводов от текущего коэффициента эксплуатации Кэксп и дебита нефти. При Кэксп < < 0,65 экономическая эффективность в большей степени зависит от увеличения времени работы скважины, в меньшей – от дебита нефти. При текущем Кэксп = 0,65–0,771 (среднее значение по осложненному фонду) основным показателем, определяющим экономический эффект, является текущий дебит нефти.

Приоритетная область применения приводов ПЦ 80-6-1/4 в ОАО «Татнефть» – скважины с дебитом жидкости от 30 до 100 м3/сут. Осложненные: высокой вязкостью продукции (нефти и/или эмульсии), отложением на глубинно-насосном оборудовании АСПО и солей, в которых необходимо регулирование режимов эксплуатации в зависимости от условий работы пласта (например, с циклической закачкой) без проведения ТРС для замены насоса на насос другого типоразмера, а также скважины малого диаметра и с дополнительными эксплуатационными колоннами, где внедрение УЭЦН технически невозможно.

Энергетическая эффективность применения приводов ПЦ 80-6-1/4 вместо УЭЦН оценена по выборке из 31 скважины дебитом до 100 м3/сут. Установлено фактическое снижение энер-

63

elib.pstu.ru

гозатрат на подъем продукции по сравнению с УЭЦН в среднем на 58 %. В качестве примера на рис. 21 приведены результаты по шести скважинам.

В ОАО «Татнефть» разработан ряд энергосберегающих технологий эксплуатации обводненных скважин с использованием внутрискважинной гравитационной сепарации нефти и попутно извлекаемой воды [7]. Эти технологии разделяются на три группы, обеспечивающие:

1)поочередную подачу нефти и попутно добываемой воды на прием скважинного насоса с последующим подъемом на поверхность [36; 37];

2)раздельный подъем из скважин нефти и попутно добываемой воды [49];

3)подъем на поверхность нефти и нагнетание попутной воды в принимающий пласт без подъема из скважины.

Рис. 21. Удельные энергозатраты на подъём продукции скважин УЭЦН (1) и УСШН с цепным приводом ПЦ 80-6-1/4 (2)

Первая технология предназначена для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ. Разработаны и запатентованы варианты надежных и эффективных конструкций входных устройств сифонного типа без подвижных частей для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса [43], организовано их промышленное производство, разработана технология эксплуатации

64

elib.pstu.ru

скважин с их применением. Для подтверждения эффективности использования входных устройств в скважинах НГДУ «Елховнефть» с эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм и приводами СКб-2,1-2500 проведены промысловые исследования с прямым замером параметров работы насосных установок до и после внедрения входных устройств. Характеристики скважин и параметры установок приведены в табл. 10, изменение динамограмм нагрузок на подвеске штанг – на рис. 22, энергетические показатели – в табл. 10.

Таблица 1 0

Характеристики скважин

Таблица 1 1 Энергетические показатели работы скважин

elib.pstu.ru

нагрузок в точке подвеса штанг (ТПШ) в среднем на 18,5 % и средневзвешенного удельного потребления электроэнергии на 1,5–2 кВт·ч/т, или на 20–25 %. Потенциальный фонд в ОАО «Татнефть» составляет еще 1276 скважин.

Следующая группа технологий обеспечивает раздельный подъем нефти и попутно извлекаемой из скважины воды на поверхность. Принципиальная схема реализации технологии с применением установок скважинного штангового насоса (УСШН) двойного действия приведена нарис. 23.

Насос выполнен дифференциальным и снабжен хвостовиком с приемом для воды. Дебиты воды и нефти определяются конструктивно – соотношением диаметров плунжеров. Подъем нефти осуществляется по НКТ, воды – по полым штангам. Однако в процессе эксплуатации скважины обводненность продукции может меняться, поэтому важно обеспечить возможность регулирования соотношения производительности УСШН по нефти и воде. С этой целью предложена конструкция УСШН с разделительным поршнем (УСШН РП), помещенным в цилиндре скважинного насоса под плунжером с возможностью ограниченного перемещения. Установка обеспечивает регулирование соотношения производительностей путем изменения подвески полых штанг и тем самым изменения места хода плунжера в цилиндре насоса (при постоянном ходе разделительного поршня между упорами). Технические характеристики УСШН РП для скважин разного диаметра приведены в табл. 12, результаты промысловых испытаний в скважине Архангельского месторождения НГДУ «Ямашнефть» по сравнению с обычнойУСШН– втабл. 13.

Схема реализации технологии с применением электроцентробежного насоса (ЭЦН) представлена на рис. 24. Выше продуктивного пласта в скважине устанавливается пакер. В НКТ на определенном расстоянии от устья выполнены отверстия. Для внутри-скважинной гравитационной сепарации используется полость эксплуатационной колонны между отверстиями в НКТ и пакером. Для подъема сепарированной попутно извлекаемой

67

elib.pstu.ru

воды в скважину параллельно НКТ спускается труба, прием которой располагается намного ниже отверстий в НКТ. Нефть (с некоторым количеством воды) поступает в систему нефтесбора из НКТ и межтрубного пространства. Для этого поддерживается определенное избыточное давление в эксплуатационной колонне выше пакера, что обеспечивается применением устьевого штуцера на «нефтяной» выкидной линии. Результаты испытаний технологии в скв. 32896 НГДУ «Альметьевнефть» показали, что фактическое содержание механических примесей минимум в 62 раза, а нефти – минимум в 221 раз меньше допустимых величин для системы поддержания пластового давления (ППД).

Таблица 1 2 Технические характеристики УСШН РП

elib.pstu.ru

Окончание табл. 1 3

Третья группа технологий обеспечивает подъем нефти и нагнетание попутно добываемой воды в принимающий пласт без извлечения ее из скважины (рис. 25). Это исключает затраты энергии на подъем воды из скважины, ее транспорт в системе нефтесбора, отделение, подготовку, перекачку в системе ППД, особенно при эксплуатации высокообводненных скважин. Кроме того, путем внутрискважинного нагнетания попутно добываемой отсепарированной воды могу быть решены задачи поддержания давления в пластах, вводимых в разработку при помощи технологий одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных пластов в скважинах.

Продуктивный пласт и располагающийся ниже принимающий пласт в скважине разделены пакером, через который проходит хвостовик для подачи воды. Прием «водяной» секции находится в нижней части скважины (ниже продуктивного пласта) над пакером, всасывающий клапан для нефти выполнен боковым и размещен выше продуктивного пласта. Снижение доли попутно добываемой воды при применении скважинного насоса с диаметрами плунжеров 38 и 44 мм при различной обводненности продукции, поступающей из продуктивного пласта, показано в табл. 14.

70

elib.pstu.ru