Стрункин Сергей Иванович Первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ПАО «Оренбургнефть»

Степанов Юрий Георгиевич Начальник отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть»

Петров Игорь Валентинович Главный менеджер по новым технологиям ООО «СамараНИПИнефть»

Шнуров Алексей Евгеньевич Заместитель генерального директора ООО «ВЕТЭК»

В ПАО «Оренбургнефть» линейные давления на концевых объектах достигают 60 атмосфер. На рис. 1 приведено распределение фонда скважин по устьевым давлениям. Одно из негативных последствий такого высокого устьевого давления заключается в приближении динамического уровня под действием газовой шапки к приему насосного оборудования. Это ограничивает возможности повышения производительности насосного оборудования и реализации потенциала скважин. А, поскольку затрубы всех скважин обвязаны с выкидными линиями, затрубное давление полностью зависит от линейного.

На рис. 2 представлен пример скважины с высоким затрубным давлением, негативно влияющим на дебит. Уменьшение давления газа в затрубном пространстве (в идеальном случае – до нуля) позволило бы снизить и забойное давление на ту же величину.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СНИЖЕНИЯ ЗАТРУБНОГО ДАВЛЕНИЯ

Для более полной реализации потенциала скважины необходимо обеспечить возможность увеличения производительности погружного оборудования. Технологически это можно сделать, например, путем установки частотно регулируемого привода (ЧРП), увеличения длины хода и числа двойных ходов станка-качалки, ухода от режима автоматического повторного включения (АПВ), разжатия устьевого штуцера.

Процесс увеличения производительности глубинно-насосного оборудования (ГНО) можно условно разделить на два этапа. Первый этап – плавное снижение затрубного давления с одновременным подъемом динамического уровня, по мере того, как происходит замещение давления газовой шапки на гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве. При этом, при достаточной плавности процесса, давление на забое скважины и на приеме насоса остается неизменным, равно как и кривая разгазирования по стволу скважины. Подача насоса также остается неизменной. Таким образом, этап завершается стабилизацией динамического уровня на новой, более высокой отметке (рис. 3).

Задача второго этапа состоит в увеличении производительности ГНО за счет оптимизации режима его работы. В ходе плавного повышения дебита погружного оборудования динамический уровень снова снижается до первоначального, либо оптимального (рис. 4).

Теоретически прирост дебита нефти от снижения затрубного давления можно рассчитать по следующей формуле:

где: ∆Qн – прирост дебита нефти, т/сут; kпр – коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/МПа; Рзатр – затрубное давление, МПа; W – обводненность скважинной продукции, %; ρ – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3.

На основании формулы (1) специалисты ПАО «Оренбургнефть» произвели оценку потенциала увеличения добычи механизированного фонда скважин, эксплуатирующихся с затрубным давлением в диапазоне от 20 до 40 атмосфер. Поскольку к данному фонду на момент написания статьи относились более 440 скважин, потенциальный прирост дебита нефти (без учета технологических ограничений от применяемого оборудования для откачки газа) оценивался на уровне 7250 т/сутки.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА – БКУ

С целью подтверждения возможности интенсификации работы скважин при помощи откачки газа из затрубного пространства в ПАО «Оренбургнефть» были проведены опытно–промышленные испытания (ОПИ). Для отбора газа использовалась малогабаритная электрическая блочная мобильная компрессорная установка (БКУ), спроектированная ООО «ВЕТЭК» для работы с сырым влажным попутным нефтяным газом (рис. 5).

В состав БКУ входят сепаратор для сброса капельной жидкости и механических примесей, система регулировки и управления, система охлаждения газа и система мониторинга работы БКУ в режиме реального времени. Установка работает в автоматическом режиме и в широком диапазоне производительности. Для подключения БКУ проводится доукомплектация фонтанной арматуры скважины дополнительными тройниками и задвижками в соответствии с требованиями безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Установка монтируется на небольшой спланированной площадке в непосредственной близости от скважины на грунт и подключается к скважине.

К затрубу скважины подключается гибкий бронированный металлорукав (трубопровод). При этом остается доступ для технологического контроля и мероприятий по профилактике подземного оборудования через затрубное пространство скважины. Выходной трубопровод может подключаться несколькими способами: под лубрикатор АФК, после обратного клапана в штуцерную камеру или к соседней скважине. Далее производится опрессовка линий, подключение и запуск БКУ в работу.

В настоящее время ООО «ВЕТЭК» серийно производит линейку компрессоров, работающих при давлении до 4 МПа, с максимальным расходом попутного нефтяного газа (ПНГ) 20 тыс. м³/сут. Характеристики компрессоров представлены в табл. 1. В случае необходимости возможно изготовление оборудования с расширенным диапазоном как по производительности, так и по развиваемому давлению компримирования.

ОПИ БКУ BGC

С целью подтверждения заявленных параметров оборудования специалисты ПАО «Оренбургнефть» в период с июня по июль 2015 года в течение тридцати суток проводили ОПИ трех БКУ на трех скважинах. Геолого-технологические параметры скважин приведены в табл. 2.

На первом этапе реализации испытаний рабочая группа по управлению проектом определила критерии выбора скважин-кандидатов для проведения ОПИ, исходя из технологических ограничений оборудования и задачи повышения экономической эффективности применения оборудования.

В первую группу критериев вошло давление в линии (не более 28 атм), дебит выделяющегося в затрубном пространстве свободного газа (не более 3500 м³/сут) и, конечно, возможность увеличения производительности ГНО.

Ко второй группе относились критерии, влияющие на экономические показатели проекта: затрубное давление скважины должно приближаться к максимально допустимому; коэффициент продуктивности скважины должен быть высоким, а обводненность продукции скважины – низкой.

После выбора скважин-кандидатов были проведены подготовительные работы: сняты контрольные параметры работы скважин, отобраны пробы на обводненность продукции, подключено и испытано в режиме холостого хода компрессорное оборудование.

После запуска БКУ в работу в первый же день по всем трем скважинам удалось добиться снижения затрубного давления практически на 20 атмосфер. Так как при выборе скважин-кандидатов были отобраны установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), эксплуатировавшиеся со станциями управления (СУ) ЧРП, после периода увеличения и стабилизации динамического уровня на СУ были выставлены программы плавного увеличения частоты питающего напряжения – со скоростью 1,5 Гц/сут.

В ходе выполнения программы по разгону УЭЦН дважды в сутки контролировались параметры работы СУ и динамический уровень жидкости в затрубе. После достижения оптимальных параметров работы УЭЦН разгон был остановлен.

ПОЛУЧЕННЫЕ  РЕЗУЛЬТАТЫ

В результате проведенных мероприятий удалось достичь следующих показателей:

• на скважине X затрубное давление удалось снизить с 21 до 0,6 атм, а рост динамического уровня на 203 м позволил провести интенсификацию отбора жидкости из скважины путем поднятия частоты работы УЭЦН на 5 Гц. В итоге дебит нефти увеличился более чем на 8 т/сут (94% от расчетного). Обводненность добываемой продукции снизилась на 8%.
• на скважине Y затрубное давление снизилось с 24 до 1,3 атм, а динамический уровень повысился на 180 м, что также позволило произвести интенсификацию отбора жидкости из скважины путем поднятия частоты работы УЭЦН на 5 Гц. В итоге дебит нефти увеличился более чем на 14 т/сут (61% от расчетного).
• на скважине Z затрубное давление было снижено с 20 до 1,2 атм, рост динамического уровня составил 180 м, частоту работы УЭЦН в целях интенсификации отбора пластовой жидкости повысили на 4,5 Гц. Дебит скважины по нефти увеличился более чем на 11 т/сут (73% от расчетного). Также мы добились снижения обводненности добываемой продукции на 10%.

Таким образом, промысловые испытания подтвердили заявленные характеристики оборудования. Была подтверждена возможность совместной эффективной работы компрессорных установок BGC и УЭЦН в скважинах, соответствующих критериям выбора. Все три компрессорные установки BGC показали стабильную работу в течение всего периода ОПИ, в том числе в период высокой температуры окружающей среды (+37°С). Была подтверждена возможность интенсификации добычи нефти (средний прирост дебита составил более 10 т/сут на скважину); подтверждена экономическая целесообразность использования компрессорных установок BGC на нефтедобывающих скважинах, соответствующих критериям выбора. Также в процессе испытаний было отмечено снижение обводненности продукции скважин, что косвенно свидетельствует о подключении в работу ранее не дренировавшихся низкопроницаемых пропластков.

Таким образом, технологию компримирования газа из затрубного пространства можно использовать как технологию повышения нефтеотдачи, направленную на увеличение коэффициента извлечения нефти.

Еще одним результатом ОПИ стало определение рисков применения технологии. Так, при слишком высоком содержании свободного газа на приеме ЭЦН возможен захват газом капельной нефти и остановка компрессорной установки. К сожалению, в ряде случаев возможно увеличение обводненности продукции скважин и, соответственно, снижение экономического эффекта. Наконец, необходимо постоянно контролировать давление на приеме насоса по данным погружной телеметрии.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТИРАЖИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ

В целях внедрения предлагается определить необходимое количество установок для оптимизации работы оборудования и вести постоянный поиск скважин-кандидатов, переставляя установки (ежемесячно, или ежеквартально) для получения наибольшего технологического и экономического эффекта.

В ПАО «Оренбургнефть» на первом этапе внедрения планируется применить десять таких установок.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979.