книги / Повышение энергоэффективности добычи нефти

на подъем и перекачку воды 92,4 тыс. кВт·ч в год. Нагнетание воды в принимающий пласт по данной схеме реализации технологии осуществляется в основном за счет веса колонны штанг, давления в скважине и НКТ.

С целью обеспечения возможности регулирования соотношения между дебитами поднимаемой продукции и нагнетаемой в принимающий пласт сепарированной попутно добываемой воды разработана установка (рис. 26). В ней применен тот же принцип регулирования, что и при раздельном подъеме нефти и попутно извлекаемой воды – за счет установки под плунжером свободного поршня.

Таким образом, в ОАО «Татнефть» создан комплекс энергосберегающих технологий эксплуатации обводненных скважин с использованием внутрискважинного гравитационного разделения нефти и попутно добываемой воды. Подтверждено высокое качество внутрискважинной гравитационной сепарации нефти и попутно добываемой воды.

В работе [17] описано создание концептуальной модели надежности глубинно-насосного оборудования (ГНО). При создании модели авторы, с одной стороны, руководствуются формулой «тотальной технологической экономии»: сохранение объемов добычи нефти при снижении темпов обновления основного

73

elib.pstu.ru

нефтепромыслового оборудования, с другой – опираются на ранее построенную базу данных и знаний [30, 32, 51], основанную на физической теории надежности штанговой колонны («физику отказов»), используя ее как методологическую базу.

Рис. 26. Схема УСШН с НДДР: а – крайнее нижнее положение плунжеров; б – начало всасывания нефти; в – крайнее верхнее положение плунжеров; 1 – устьевая арматура; 2 – НКТ; 3 – колонна штанг; 4 – хвостовик; 5 – пакер; 6 – НДДР; 7 – блок клапанов; 8 – продуктивный пласт; 9 – цилиндр; 10, 16 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан для нефти; 11 – поглощающий пласт; 12, 13 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан для воды; 14, 15 – соответственно верхний

инижний плунжер; 17 – шток; 18 – полостьнижнегоплунжера

74

elib.pstu.ru

Показатели надежности являются универсальными индикаторами как качества эксплуатации, так и эксплуатационных затрат. Для эффективного управления надежностью эксплуатации оборудования целесообразно директивно устанавливать гаммапроцентные показатели надежности и эффективности с учетом рентабельности добычи нефти [55].Единственным методом повышения надежности штанговой колонны как сложной системы является резервирование [44]. Когда резервирование невозможно, необходимо повышать эффективность эксплуатации путем максимально полного использования технического ресурса колонны. Для оценки надежности подвески ГНО целесообразно применять расчетно-экспериментальные методы, предусматривающие применение единичных эксплуатационных показателей надежности оборудования, определенных статистически на стратифицированных выборках по условиям в скважине.

Основным препятствием внедрения эксплуатации ГНО «по техническому состоянию» является недостаточность существующей нормативной базы технического обслуживания и ремонта.

Одним из вариантов решения проблемы экономии затрат при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки является применение установок скважинных штанговых насосов (УСШН) с подъемом продукции по эксплуатационной колонне (без НКТ)[6]. УСШН без НКТ известны как в России, так и за рубежом [31, 52]. В ОАО «Татнефть» первые экспериментальные работы по эксплуатации скважины штанговым насосом без НКТ начались в 2000 г. в НГДУ «Альметьевнефть».

В настоящее время в ОАО «Татнефть» УСШН с подъемом продукции по эксплуатационной колонне позиционируется как специализированное оборудование, обеспечивающее повышение эффективности эксплуатации УСШН следующих категорий скважин:

с аномально высокой вязкостью продукции, в том числе скважин, эксплуатация которых УСШН в стандартном исполнении осложнена или невозможна из-за образования в НКТ стойких высоковязких водонефтяных эмульсий;

75

elib.pstu.ru

нерентабельных малодебитных – за счет экономии затрат на НКТ и дополнительной добычи нефти при выводе скважины из бездействия;

малого диаметра (новых и с дополнительными колоннами после капитального ремонта), где затруднен или невозможен спуск на НКТ скважинных насосов необходимого типоразмера.

В общем случае потери напора при движении вязкой жидкости в круглых трубах можно определить, например, по формуле Дарси – Вейсбаха [46]

где μ – динамическая вязкость жидкости; ρ – плотность жидкости; L – длина труб; d – диаметр труб; υ – скорость жидкости; g – ускорение свободного падения.

Из формулы (14) видно, что при неизменных режимах работы скважины, производительности УСШН и свойствах продукции основными факторами, влияющими на силы гидродинамического сопротивления в подземной части УСШН, являются:

–площадь проходного сечения лифта;

–скорость движения штанг и жидкости;

–эффективная вязкость продукции.

При этом для снижения отрицательного влияния сил вязкого трения на работу установки эффективная вязкость продукции, скорость движения штанг и продукции в лифте должны быть как можно меньше, а площадь проходного сечения лифта – как можно больше. Когда надежная и эффективная работа УСШН не обеспечивается применением стандартных средств, кардинальным решением, способствующим повышению работоспособности при эксплуатации скважин с высокой вязкостью продукции без уменьшения надежности работы установки, является подъем вязкой жидкости непосредственно по эксплуатационной колонне.

Разработано несколько вариантов исполнения УСШН без НКТ [47], которые прошли приемочные испытания с участием

76

elib.pstu.ru

представителей Ростехнадзора и имеют разрешение ФСЭТАН РФ на применение № РРС 00-34346. Это модификации:

–с креплением насоса к якорному седлу, установленному

вэксплуатационной колонне;

– с креплением насоса к пакеру-гильзе, расположенному

вэксплуатационной колонне [41];

–с упором скважинного оборудования установки на забой с самоуплотняющимся пакером [40].

Последняя модификация существенно упрощает и соответственно снижает стоимость работ по разобщению фильтровой и нагнетательной частей скважины. Собранное скважинное обо-

рудование (рис. 27, а) спускается на штанговой колонне 6

вскважину. При этом жидкость перетекает через отверстия 1

вверхней части хвостовика 9, осевой канал 2 пакера 8 и далее через отверстия 3 перепускного узла 7 в пространство скважины над пакером. При разгрузке веса скважинного оборудования ус-

Применение перепускного узла 7 позволяет исключить «поршневание» пакера 5, затрудняющее спуск скважинного оборудования, однако не исключает необходимость замещения высоковязкой продукции, находящейся в скважине, на маловязкую жидкость перед монтажом оборудования в скважине.

После упора скважинного оборудования на забой и подгонки длины штанговой колонны 6 установка запускается в работу. Привод (на рис. 27 не показан) через штанговую колонну 6 с центраторами 14 передает плунжеру 15 возвратно-поступательное движение. Поступающая из пласта 17 продукция вместе со свободным газом направляется в фильтровую (подпакерную) полость 18 скважины. Затем через отверстия в верхней части хвостовика и далее через осевой канал 2 пакера 8 продукция с газом поступает в штанговый насос 5 и подается им в нагнетательную полость 13, в которой скважинная жидкость поднимается к устью скважины и далее поступает в напорную линию. Центраторы 14 предотвращают взаимное соприкосновение и износ штанговой колонны 6 и внутренней поверхности стенокэксплуатационнойколонны.

77

elib.pstu.ru

Использование модификации установки с упором на забой обеспечивает также:

– снижение эксплуатационных затрат на хранение и утилизацию бывших в употреблении НКТ, особенно в девонских скважинах, где расстояние от забоя до глубины подвески насоса составляет несколько сотен метров.

На скв. 9011 УСШН без НКТ внедрена в октябре 2009 г. До этого времени с марта 2005 г. скважина эксплуатировалась обычной УСШН.После введения УСШН без НКТ прирост дебита нефти составил 1,89 т/сут. Средняя амплитуда нагрузки в точке подвеса штанг снизилась на 30 %.

На скв. 329а УСШН без НКТ внедрена в декабре 2008 г. До этого времени с декабря 2006 г. скважина эксплуатировалась винтовым насосом. Дебит жидкости составлял около 2 м3/сут, нефти – 1,5 т/сут, обводненность продукции 12–18 %, коэффициент подачи насоса – 0,5.

Кинематическая вязкость продукции скважины при температуре 20 °С равнялась 11,14·10–4 м2/с. Высокая вязкость продукции способствует увеличению нагрузки на электродвигатель привода винтового насоса и числа отключений станции управления. В связи с нагрузками на электродвигатель привода, значительно превышающими номинальные, было принято решение о внедрении УСШН без НКТ.

После внедрения УСШН без НКТ с насосом условным диаметром 44 мм (с управляемым нагнетательным клапаном и всасывающим клапаном от насоса большего типоразмера) обводненность продукции составила 27 %, дебит жидкости – 4,8 м3/сут, дебит нефти – 3,21 т/сут, т.е. увеличилась на 1,71 т/сут. Коэффициент подачинасоса повысилсядо 0,63.

Огромная экономия энерго- и ресурсозатрат обеспечивается за счет увеличения межремонтного периода (МРП) работы скважин. С учетом результатов, достигнутых НГДУ в области повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин, поддержание МРП скважин на уровне 1100–1200 сут. является перспективной задачей на ближайшее будущее.

78

elib.pstu.ru

Она может быть решена за счет сокращения числа отказов штанг, эксплуатационных отказов из-за влияния водонефтяной эмульсии и засорения приемной части насосов. Для достижения энергетического эффекта основное внимание уделяется осложненному фонду скважин и скважинам, эксплуатируемым в периодическом режиме. При внедрении прорабатываются вопросы совместной эксплуатации УСШН без НКТ с цепными приводами и контроллерами.

Таким образом, промысловым опытом подтверждено, что внедрение УСШН без НКТ на скважинах с высоковязкой продукцией может обеспечить:

1)снижение затрат за счет экономии НКТ (для условий (МО «Татнефть» около 900 м по каждой скважине) на фоне повышения стоимости металла и связанных с НКТ ремонтов;

2)снижение интенсивности образования стойких высоковязких эмульсий из-за уменьшения скорости движения жидкости в подъемнике;

3)дополнительную добычу нефти вследствие:

–увеличения предельной производительности УСШН по вязкости откачиваемой продукции (за счет меньших скоростей движения жидкости и большего проходного сечения лифта гидродинамические сопротивления кратно снижаются);

–вывода из бездействия простаивающих скважин, а также

перевода скважин с периодическим режимом эксплуатации

ивысоковязкой продукцией на постоянный режим работы;

4)снижение эксплуатационных затрат за счет уменьшения числа обрывов штанг, исключения их зависания вследствие кратного снижения гидродинамических сопротивлений.

2.4. Совершенствование газлифтной эксплуатации скважин

Вопросы энергосбережения при газлифтной эксплуатации скважин – одна из значимых составляющих общей проблемы снижения энергоемкости добычи нефти. В работе [3] рассматриваются два подхода к решению задач снижения энергозатрат на единицу добываемой продукции при газлифте:

80

elib.pstu.ru