Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оценка перспектив применения струйных насосов на нефтяных месторождениях первомайской группы ПАО «Оренбургнефть»

К числу основных факторов, осложняющих механизированную добычу нефти на Первомайской группе месторождений ПАО «Оренбургнефть», в значительной степени относится высокое содержание свободного газа на приеме электроцентробежных насосов.

В рамках поиска более эффективных технических решений, чем применение газосепараторов, диспергаторов, мультифазных насосов и УЭЦН конической сборки, специалисты Компании провели анализ и оценку технологической и экономической эффективности внедрения установок струйных насосов в качестве альтернативного способа эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Отсутствие движущихся частей в погружной части установок делает это решение технологически очень привлекательным.

Опыт применения струйных насосов в других нефтяных компаниях показал, что при сравнительной дороговизне струйной технологии ее внедрение позволит в несколько раз увеличить средний межремонтный период работы скважин осложненного фонда и сократить затраты на их текущий ремонт с привлечением бригад ТКРС.

28.07.2017 Инженерная практика №04/2017
Лыков Дмитрий Викторович Начальник отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»
Лозовой Яков Сергеевич Начальник отдела по работе с механизированным фондом ПАО «Оренбургнефть»
Галиев Наиль Амирович Менеджер отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»
Хузин Линар Илдарович Менеджер отдела по работе с механизированным фондом ПАО «Оренбургнефть»
Тютяев Андрей Васильевич Доцент кафедры «Физика нефтегазового производства» ФГБОУ ВО «СамГТУ»
Абдуллин Азат Фаритович Ведущий инженер отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть»

Одним из главных показателей, характеризующих процесс эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является межремонтный период (МРП) работы погружного оборудования. Средний МРП действующего добывающего фонда скважин равен отношению числа отработанных скважинами фонда суток за скользящий год к числу ремонтов скважин по причине отказа скважинного насосного оборудования за этот же период.

Соответственно, низкий средний МРП говорит о большом числе текущих ремонтов скважин (ТРС), связанных устранением причин отказов глубинно-насосного оборудования (ГНО), высоких общих затратах на ТРС и замену ГНО.

Преждевременные отказы УЭЦН происходят по различным причинам, одна из которых – осложненные условия эксплуатации. Среди влияющих на величину МРП осложняющих добычу факторов важную роль играет повышенное содержание свободного газа в добываемой продукции. ЭЦН в скважинах с большим газосодержанием работают в периодическом (неустойчивом) режиме и не выходят на стационарный режим работы.

Высокое газосодержание нефти Первомайской группы служит одним из основных осложняющих эксплуатацию скважин факторов и наряду с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) и высокой концентрацией твердых взвешенных частиц (КВЧ) существенно влияет на работу ГНО: приводит к частым остановкам, преждевременным отказам оборудования и, как следствие, к снижению МРП. При эксплуатации скважин с пластовым давлением ниже давления насыщения или при снижении давления на приеме ЭЦН ниже давления насыщения объем газовой фазы увеличивается в несколько раз, что приводит к срыву подачи насоса.

В таких условиях абсолютно необходимы анализ геолого-технических параметров эксплуатации скважинного оборудования и оценка влияния перечисленных осложняющих факторов на эффективность работы ГНО. Обоснованная оценка такого влияния позволяет разработать программы оптимизации технологии и параметров эксплуатации скважин.

К числу основных факторов, осложняющих механизированную добычу нефти Первомайской группы месторождений и влияющих на наработку УЭЦН на отказ, относятся следующие:

  • высокая температура пласта (в среднем 83°С);
  • высокий газовый фактор (средний – 705 м3/т, максимальный – 2452 м3/т);
  • высокое содержание механических примесей в добываемой продукции (средняя КВЧ – 223 мг/л);
  • образование АСПО в НКТ (свыше 90% фонда добывающих скважин обрабатываются с целью удаления отложений).
Рис. 1. Причины остановок скважин Первомайской группы
Рис. 1. Причины остановок скважин Первомайской группы м/р за период январь 2014 – август 2016 гг.

Статистический анализ причин остановок ГНО на Первомайской группе месторождений показал, что более 25% внутрисменных остановок оборудования происходят в результате срыва подачи и срабатывания защиты (рис. 1). Однако основная причина отказов УЭЦН (324 отказа за проанализированный период) состоит в нарушении изоляции (R=0).

Снижение сопротивления погружных электродвигателей (ПЭД) происходит вследствие перегрева электродвигателя, причиной которого становятся нестабильный приток, уменьшение подачи пластовой жидкости или высокого газосодержания на входе в насос. Для анализа зависимости МРП от различных технологических параметров были рассмотрены отчеты по видам потерь ПАО «Оренбургнефть». Для обработки экспериментальных данных применили метод наименьших квадратов, в соответствии с которым сумма квадратов отклонений экспериментальных данных от найденной прямой будет наименьшей.

Рис. 2. Зависимость МРП от давления на приеме ЭЦН
Рис. 2. Зависимость МРП от давления на приеме ЭЦН

На рис. 2 и 3 представлены зависимости МРП скважин от давления на приеме ЭЦН и величины газового фактора. Так, из рис. 2 следует, что при снижении давления на приеме насоса в эксплуатирующихся УЭЦН скважинах примерно до 50 атм МРП уменьшается до 50 суток.

Рис. 3. Зависимость МРП от газового фактора
Рис. 3. Зависимость МРП от газового фактора

Найденные зависимости позволяют определить наиболее критичные области значений факторов, влияющих на МРП скважин, и в соответствии с этим распределением подобрать группы скважин-кандидатов для внедрения оптимальных для каждой из этих групп технологий.

ВЛИЯНИЕ ВЫСОКОГО СОДЕРЖАНИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА

Полученные зависимости отражают влияние газового фактора (Гф) на отказы ГНО. Высокий Гф приводит к снижению напорной характеристики насоса и, соответственно, смещению режима работы насоса влево от оптимальной области напорно-расходной характеристики. Такое смещение способствует снижению подачи и КПД, а также приводит к перегреву электродвигателя.

Исследования влияния давления газа на эффективность работы погружного насоса [1] подтвердили необходимость разработки более эффективных методов и устройств, снижающих давление газа в системе «пласт-насос-лифт», чем газосепараторы и диспергаторы.

Экспериментальными исследованиями также установлено, что при увеличении частоты вращения вала погружного насоса изменением частоты переменного тока в скважинах, оборудованных УЭЦН, происходит повышение содержания свободного газа на приеме насоса из-за снижения давления на его приеме и, соответственно, рост объема и давления газа в затрубном пространстве.

УСТАНОВКИ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ

Одним из перспективных способов эксплуатации скважин в условиях высокого содержания свободного газа на приеме погружного насоса является переход на установки струйных насосов [2]. Благодаря своим конструктивным особенностям струйные аппараты отличаются отсутствием движущихся деталей, высокой надежностью и эффективностью. К преимуществам струйных насосов относят малые габариты, высокую пропускную способность и возможность стабильно отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием свободного газа и механических примесей.

К недостаткам гидроструйных насосов относятся низкий КПД и необходимость монтажа силовой наземной насосной станции. Однако невысокий КПД и большие затраты на приобретение и установку силового насоса отходят на второй план в тех случаях, когда скважины не удается эксплуатировать другими способами. Кроме того, уже существуют технические решения, в частности, кустовое применение силового оборудования для нескольких скважин, позволяющие устранить или в значительной степени смягчить указанные недостатки.

Для эффективного применения гидроструйных насосов для добычи нефти в условиях Первомайской группы месторождений ПАО «Оренбургнефть» было необходимо решить вопросы расчета рабочих параметров струйной технологии и дополнительного оборудования для скважин-кандидатов, а также провести оценку технологической и экономической эффективности эксплуатации скважины установками струйных насосов по сравнению с УЭЦН.

В Российской Федерации разработкой и применением струйных устройств для эксплуатации нефтяных скважин занимаются специалисты ПАО «Гипротюменнефтегаз», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и других производственных и научных организаций. И.Т. Мищенко была предложена схема установки, работающая по тандемной технологии «УЭЦН – струйный насос». Однако на нефтяных месторождениях отечественных компаний эта технология не получила распространения, несмотря на явные преимущества добычи с помощью тандемной технологии (снижение удельного веса столба жидкости в НКТ за счет инжекции газа, относительная дешевизна, возможность стабилизации динамического уровня). Основная причина такой ситуации заключается в сложности подбора оптимальных параметров ЭЦН и струйного насоса.

Как в России, так и за рубежом, УСН использовались, в основном, для освоения скважин или в комплексе с УЭЦН. При этом среди объектов для разработки которых применялись УСН, наиболее близкими по условиям добычи нефти к месторождениям Первомайской группы оказались шельфовые месторождения Вьетнама.

Основная проблема при эксплуатации скважин УСН с пакерами состоит в невозможности получения оперативной информации о давлении на забое скважины. Кроме того, продукция скважины поднимается на поверхность по эксплуатационной колонне (ЭК), что недопустимо при наличии коррозионно-активной воды в добываемой смеси.

Указанных недостатков лишена беспакерная компоновка УСН с двухрядным лифтом [3]. При работе установки рабочая жидкость нагнетается, например, по НКТ диаметром 60 мм в сопло струйного аппарата, который эжектирует продукцию пласта на поверхность по кольцевому пространству между НКТ-60 и НКТ-114. В отличие от известных в России установок с пакерами эта технология позволяет избежать подъема жидкости по ЭК и связанных с этим осложнений. Кроме того, появляется возможность контроля динамического уровня в процессе эксплуатации и статического уровня для мониторинга пластового давления.

Использование двухрядного лифта для глубоких скважин связано с большими нагрузками на НКТ. Для НКТ диаметром 60 мм целесообразно выбрать стеклопластиковые трубы. Для обоснования использования НКТ диаметром 114 мм выполнен расчет на прочность. Так как колонна состоит из труб одного диаметра, то для верхней секции используется материал более высокой группы прочности. Так, для верхней секции колонны НКТ-114 рекомендуется длина 253 м и сталь группы прочности М с пределом текучести (ϭт) 750 МПа. Рекомендуемая длина нижней секции составляет3747 м, материал – сталь группы прочности Л с пределом текучести 670 МПа. Проведенный расчет показал возможность использования двухрядного лифта в скважинах глубиной более 4000 м, что соответствует условиям Первомайской группы.

Расчет параметров струйного насоса проводился с учетом изменения давления по стволу скважины при подъеме пластовой жидкости и выделения растворенного в нефти газа при давлениях ниже давления насыщения нефти газом по методикам, приведенным в работе [2] для фиксированных значений геометрических параметров сопла и камеры смешения. Построение кривой распределения давления в ЭК от забоя скважины до входа в насос проводилось по методике Поэтмана – Карпентера. В основу расчетного метода положено уравнение энергетического баланса для потока газожидкостной смеси гомогенной модели. Все необратимые виды потерь давления, обусловленные трением, скольжением (относительной скоростью) и ускорением, коррелируются посредством коэффициента в формуле, аналогичной уравнению Фанинга для потерь на трение при течении однофазного потока.

В качестве рабочей жидкости предполагается использование воды из системы поддержания пластового давления (ППД) с дожимным насосом для подачи рабочей жидкости в сопло струйного аппарата. Выбор именно такого варианта рабочей жидкости обусловлен характеристиками скважин и имеющейся инфраструктуры для организации струйной технологии. Альтернативными вариантами могут служить использование нефти после предварительной подготовки на устье и воды после сепарации и отделения от пластовой жидкости также на устье. Вместе с тем, оба альтернативных варианта предполагают установку на устье скважины блока сепарации и подготовки, что сопряжено с дополнительными затратами.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

Рабочие параметры эксплуатации скважины струйным насосом УЭОС-5 приведены в таблице. Расчет основных параметров струйной технологии эксплуатации скважин с высоким газовым фактором позволил осуществить предварительный подбор необходимого оборудования и выполнить сравнительную оценку затрат на эксплуатацию одной скважины УЭЦН и УСН в течение пяти лет.

Рабочие параметры эксплуатации скважины струйным насосом УЭОС-5
Таблица. Рабочие параметры эксплуатации скважины струйным насосом УЭОС-5

Исходные данные по стоимости оборудования и услуг были представлены компаниями-производителями оборудования и поставщиками услуг. Как показала ориентировочная оценка, начальные затраты на приобретение оборудования для эксплуатации скважины струйным насосом примерно в четыре раза превышают

затраты на приобретение УЭЦН. Кроме того, в процессе эксплуатации скважины удельное потребление электроэнергии струйной установкой в два раза превышает таковое УЭЦН. С другой стороны, затраты на ТРС и ремонты ГНО снижаются в четыре раза. Кроме того, существенно снижаются потери нефти при остановках скважины. В итоге рассчитанный дисконтированный срок окупаемости инвестиций во внедрение струйной технологии составляет приблизительно 4,7 года.

ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

Внедрение струйной технологии на скважинах осложненного фонда Первомайской группы месторождений позволит решить следующие задачи.

Ожидается существенное увеличение МРП для ГНО. Проанализированный опыт применения УСН позволяет ожидать роста МРП до 2000 сут, благодаря отсутствию движущихся частей в подземной части ГНО. Также благодаря отсутствию движущихся частей в подземной части ГНО внедрение УСН позволит исключить негативное влияние осложняющих факторов при добыче (мехпримеси, высокий газовый фактор) и применять ГНО в существенно искривленных глубоких скважинах и горизонтальных скважинах.

Свойства струйного насоса обеспечат возможность плавного изменения депрессии на пласт за счет плавной смены режима работы силовой установки.

Станет возможной эксплуатация скважин в оптимальных режимах для достижения максимальной нефтеотдачи пласта за счет возможности спуска на большую глубину и оптимального подбора депрессии.

Выполненные исследования и оценки позволяют сделать заключение о необходимости проведения испытаний струйной технологии на скважинах Первомайской группы месторождений.

ЛИТЕРАТУРА

1.  Сарачева Д.А., Вахитова Р.И. О повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин с высоким газовым фактором // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. Вып.2 (100). С. 91-99.

2.   Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти. – М.: Нефть и газ, 1996.

3.   Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов, В.В. Монахов, А.В. Фастовец // Нефтепромысловое дело. 2003. № 11. С. 45-47.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Ликвидация пескопроявлений с применением полимерных композиций «ГЕОПЛАСТ»
Альтернативные решения проблемы галито- и гипсообразования при добыче нефти в Восточной Сибири
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.