книги / Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при эксплуатации нефтегазопромысловых систем

Для каждой конкретной скважины величина α служит в известной мере показателем оптимальности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если α изменяется в пределах 0,6–0,85.

Однако бывают условия (большие газовые факторы, низкие динамические уровни), когда не удается получить таких значений коэффициентов подачи, и тем не менее откачка жидкости с помощью ШСН может оставаться эффективным способом эксплуатации.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

–влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

–уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

–уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

Кпеременным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

–утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

–утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и износа и коррозии;

–утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Переменные факторы, сводящиеся к различного рода утечкам, изменяются во времени, поэтому их трудно определить расчетным путем (за исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром). Коэффициент подачи α вновь спущенного в скважину насоса, после незначительного его снижения в начальный период в результате приработки плунжера, стабилизируется и длительное время остается практически по-

61

стоянным. Затем он заметно начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром. Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и неплотностей в муфтах насосно-компрессорных труб.

Эксплуатация низкодебитных нефтедобывающих скважин с применением установок скважинных штанговых плунжерных насосов может осуществляться в режиме постоянной или периодической откачки жидкости. Преимущества периодической эксплуатации определяются, прежде всего, возможностью увеличения календарной продолжительности работы насосного оборудования, что выражается в уменьшении затрат на его замену и увеличении межремонтного периода работы (МРП) скважин. Увеличение МРП, как и снижение затрат, должно быть достаточно значительным, чтобы компенсировать некоторое снижение суточных отборов нефти из скважин при периодическом отборе.

При периодической откачке уменьшается износ плунжерной и клапанных пар насосов за определенный календарный период времени и, соответственно, снижается интенсивность утечек жидкости при их работе, что влияет на коэффициент подачи насосных установок. Поэтому перевод скважин на режим периодической откачки жидкости следует рассматривать с учетом интенсивности износа плунжерной и клапанных пар штангового насоса, с увеличением которой увеличиваются утечки жидкости, уменьшаются сроки наработки насосов на отказ и МРП.

Станки-качалки (грузоподъемность более 6 т, диаметр плунжера насоса 32 мм) российских заводов-изготовителей имеют разные значения минимальной теоретической подачи жидкости (м3/сут): ОАО «Редуктор» (ОСТ 26-16-08–87) – 1,53; ПО «Уралтрансмаш» (ТУЗ-8629-651-010) – 1,53; АО «Ижнефте-

маш» (ТУ 3665-012-05785537-9-3) – 5,96; СПКТБ «Нефтегаз-

маш» – 1,57; ОАО «Мотовилихинские заводы» (СКД) – 6,95.

62

На нефтяных месторождениях Пермского Прикамья применяются в основном станки-качалки предприятия «Мотовилихинские заводы» с минимальной теоретической подачей (Qтеор) 6,95 м3/сут (диаметр плунжера 32 мм) [43]. Для приемлемых при эксплуатации низкодебитных скважин значений коэффициента подачи 0,6…0,65 такое значение Qтеор соответствует дебитам 4,2…4,5 м3/сут. По ряду месторождений дебиты значительной части скважин составляют 1…3 м3/сут, поэтому такие скважины эксплуатируются при пониженных значениях коэффициентов подачи или теоретическая подача глубинно-насосных установок снижается путем применения специальных электродвигателей и редукторов, частотных преобразователей и др. Однако с уменьшением теоретической подачи увеличивается в ней доля утечек жидкости в глубинно-насосном оборудовании, особенно в скважинах с интенсивным износом плунжерной и клапанных пар, проявлением коррозии и других осложняющих факторов, что ведет к уменьшению коэффициентов подачи.

C увеличением зазора в плунжерной паре растут утечки [13], а при обводненности нефти более 75 % инверсия эмульсий объем утечек резко возрастает.

Сократить потери при добыче нефти штанговыми глубинными насосами можно, уменьшив до оптимального значения зазор между плунжером и цилиндром штангового насоса, исключающий заклинивание насоса. Величина оптимального зазора зависит от свойств перекачиваемой жидкости.

Для увеличения эффективности работы насоса необходимо увеличивать длину хода плунжера насоса и одновременно уменьшать число двойных ходов (качаний), что позволит уменьшить утечки в клапанных парах и парах плунжер–цилиндр.

Для определения оптимальных времен накопления и откачки жидкости из ствола скважины применяются формулы Вирновско- го–Татейшвили [57]. Формулы учитывают влияние коэффициента продуктивности на время заполнения ствола скважины жидкостью. Однако до настоящего времени недостаточно изучен вопрос изменения коэффициента притока при периодической откачке. Данный вопрос требует проведения новых исследований.

63

Необходимо более детально изучить вопросы оптимизации продолжительности периодов отбора и накопления при периодическом отборе с целью увеличения наработки на отказ глу- бинно-насосного оборудования.

При заводнении особую значимость приобретает вопрос обеспечения оптимальных отборов жидкости из объектов разработки, поскольку вместе с нефтью из пласта извлекается вода, объем которой нередко превышает отборнефти в 2 разаиболее [4].

При достижении обводненности 50…70 % образуются стойкие водонефтяные эмульсии повышенной вязкости. В результате снижаются коэффициенты продуктивности скважин, ухудшаются условия работы скважинных насосов [7].

Чередование периодов откачки и накопления жидкости позволяет в определенной степени использовать такой режим для уменьшения обводненности продукции и недопущения образования стойких водонефтяных эмульсий [56]. При периодической откачке обводненность продукции может быть выведена за пределы, при которых образуются стойкие эмульсии.

Колебания обводненности (ее появление – исчезновение, увеличение – уменьшение) почти всегда связаны не с конусом воды, ас зональной неоднородностью по проницаемости обособленных слоев и пластов, с возникновением зональной неоднородности по величине локальных пластовых давлений, с возникновением в разных эксплуатируемых обособленных слоях и пластах разных локальных пластовых давлений и, соответственно, зависимости обводненности отбираемой жидкости от забойного давления добывающей скважины – увеличение обводненности или, наоборот, ее снижение при снижении забойногодавления.

Работы по ограничению водопритока (ремонтно-изоляцион- ные работы – РИР) необходимо проводить на начальном этапе обводнения скважин, когда отмечается незначительный прорыв воды к забою скважин. Это позволит повысить эффективность работ и обеспечить продолжительную работу скважины в безводном режиме [29].

64

Композиции для РИР должны:

–обладать высокой фильтруемостью в пористую среду для создания равномерного экрана как по радиусу дренирования, так и по всей толщине отключаемого пласта;

–обладать повышенной изоляционной (закупоривающей) способностью после полимеризации (отверждения) и повышенной адгезией к породе;

–иметь низкую стоимость и доступность;

–иметь в своей основе селективную составляющую.

Вцелом оптимизация параметров работы скважин позволяет снизить энергопотребление при добыче нефти. Выбор режима работы глубинно-насосного оборудования зависит от геологофизических характеристик околоскважинной зоны и технологических параметров эксплуатации.

Этот выбор всегда связан с индивидуальным подходом, основанном на измерениях основных показателей работы добывающей скважины [7]. Такие измерения должны проводиться систематически и учитываться при эксплуатации каждой скважины.

Снижение энергетических затрат и экологических рисков при добыче нефти из малодебитных скважин возможно в первую очередь за счет увеличения календарной продолжительности межремонтного периода работы (МРП).

Внастоящее время считается правомерным спускать в малодебитные скважины штанговые глубинные насосы с запасом производительности и при износе оборудования повышать теоретическую подачу за счет увеличения числа двойных ходов и длины хода полированного штока, при этом фактический дебит будет оставаться постоянным. За счет этого увеличивается продолжительность периодов между подземными ремонтами скважин, связанным сосменой насосов.

Подбор величины запаса и изменение производительности следует осуществлять индивидуально в зависимости от технологических параметров и геолого-физических условий работы скважин. Получение данных зависимостей позволит увеличить

65

продолжительность работы малодебитных скважин и, соответственно, снизить энергозатраты и экологические риски, связанные с проведением ремонтных работ.

Наряду с подбором оптимальной компоновки скважинного оборудования и режима его работы необходимо обеспечивать увеличение межремонтного периода и наработки на отказ глу- бинно-насосного оборудования путем предотвращения проявления осложнений в работе скважин.

Эксплуатация значительной части добывающих скважин нефтяных месторождений Пермского Прикамья, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», осложнена образованием высоковязких водонефтяных эмульсий и асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Образование АСПО на скважинном оборудовании – основной вид осложнений, имеющий место примерно в 70 % скважин осложненного фонда [44].

В пластовой нефти всегда имеются асфальтены, смолы, твердые парафины. Смолы и парафины растворены в нефти, асфальтены могут находиться в нефти частично в растворенном состоянии и частично – в виде диспергированных мельчайших частиц. При подъеме в скважине от забоя к устью давление и температура нефти снижаются. При определенной температуре, называемой температурой кристаллизации парафинов или температурой насыщения нефти парафином, последний переходит из растворенного состояния в кристаллическое. Смолы могут переходить из растворенного в нефти состояния и при более высоких температурах, чему способствует переход растворенного в нефти газа в свободную фазу. Чем меньше давление в скважине по отношению к давлению насыщения нефти газом, тем меньше остается в нефти растворенного газа. Способность такой нефти удерживать в растворенном состоянии смолы и парафины уменьшается. Если на забое скважины давление равно Рнас или ниже его, процесс перехода растворенных в нефти веществ в другое состояние может начинаться уже на забое, интенсивность этого процесса по мере подъема нефти усиливается. В результате образуются так называемые асфальтеносмолопарафи-

66

новые вещества, осаждающиеся на поверхностях насоснокомпрессорных труб и другого скважинного оборудования. Асфальтеносмолопарафиновые отложения могут полностью или частично перекрывать проходное сечение подъемных труб, создавая серьезные осложнения при работе скважины. Глубина начала образования АСПО, при прочих равных условиях, с уменьшением Рз увеличивается.

Интенсивное образование АСПО может приводить к полному перекрытию подъемных труб и кольцевых каналов в затрубном пространстве на определенных участках, что вызывает необходимость проведения подземных ремонтов с целью депарафинизации скважин.

При высокой частоте промывок и подземных ремонтов сокращается технический срок службы скважин и скважинного оборудования, что негативно отражается на показателях надежности всей нефтегазопромысловой системы. При уменьшении коэффициентов продуктивности скважин увеличиваются сроки выработки извлекаемых запасов углеводородов, усиливается негативное воздействие на окружающую среду.

С целью предупреждения образования АСПО в наиболее ос-

Пермь» в 2007 г. внедрены устьевые скважинные дозаторы реагента – на 432 и 405 скважинах (соответственно), скважинные контейнеры с твердым ингибитором – на 109 скважинах, магнитные аппараты– на270, нагревательные кабельные линии – на75 [44].

Скребки на насосных штангах применены на 545 скважинах, данную технологию также можно отнести к способам предупреждения образования АСПО. В целом такие способы применены на 66,8 % скважин с данным видом осложнений.

Удаление образующихся в скважинах отложений осуществляется с помощью спускаемых в НКТ скребков (скважины фонтанные и оборудованные погружными центробежными насосами) и при проведении промывок теплоносителями и углеводо-

67

родными растворителями. Из общего количества на промывки нагретой нефтью приходится 41,2 %, нагретой водой – 35,6 %, растворителями – 23,2 %.

При эксплуатации скважин с так называемыми альтернативными (предупреждение образования АСПО) методами и технологиями заметно увеличиваются межочистной (МОП) и межремонтный (МРП) периоды их работы, наработка скважинного насосного оборудования на отказ (ННО).

Показатель ННО характеризует работу и выход из строя конкретных видов скважинного оборудования. Остановки скважин и подземные ремонты по их депарафинизации могут происходить из-за запарафинивания подъемных труб и при исправном скважинном оборудовании. Поэтому показатель МРП более точно характеризует эффективность применения альтернативных технологий при эксплуатации скважин.

При выборе технологий предупреждения образования АСПО в нефтедобывающих скважинах необходимо обобщение данных о глубине начала образования отложений, интервалах

смаксимальной толщиной АСПО на стенках НКТ, распределении температуры жидкости по глубине скважины от забоя до устья, лабораторных исследованиях состава АСПО и растворения отложений в углеводородных растворителях. Применительно к месторождениям или объектам разработки, по которым имеется опыт применения технических средств и технологий

сцелью предупреждения образования АСПО, анализ промысловых данных позволяет оптимизировать проведение мероприятий на скважинах. Наряду с увеличением МРП, как уже отмечалось, при предотвращении образования АСПО в скважинах снижается

нагрузка на электродвигатели глубинных насосов, что ведет

кснижению энергозатрат.

Вцелом увеличение наработки на отказ глубинно-насосного оборудования и МРП за счет оптимизации режимов работы скважин, предупреждения образования АСПО и эффективного их удаления ведет к уменьшению потерь нефти, снижению нагрузки на окружающую среду и энергопотребления.

68

3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Условия, складывающиеся в нефтедобывающей отрасли, предъявляют повышенные требования к заводнению продуктивных пластов как основному средству воздействия на эксплуатационный объект с целью интенсификации отборов и повышения нефтеотдачи [15]. В сфере эксплуатации систем поддержания пластового давления (ППД) это поиск и реализация наиболее экономичных (оптимальных) по затратам энергии режимов работы при безусловном выполнении плановых технологических показателей разработки.

За счет совершенствования технологии заводнения можно существенно снизить количество попутно добываемой воды при одновременном увеличении запланированных коэффициентов извлечения нефти (КИН) [61, 27].

При поддержании пластового давления на уровне начального (оптимального), непревышении критической депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды обеспечивается равномерная выработка пласта по толщине с минимальной обводненностью. Cнижаются энергетические затраты на добычу жидкости и закачку воды в системе ППД, оптимизируется процесс вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

На поздних стадиях разработки месторождений с применением ППД и его модификаций добыча нефти существенно снижается из-за высокой обводненности продукции, ухудшаются технико-экономические показатели добычи нефти.

Высокие объемы нагнетаемой в пласт воды на начальной стадии разработки приводят к негативным последствиям на поздней, причем превышение давлений в зонах отбора вызывает неравномерный охват запасов нефти вытеснением. Согласно расчетам [31]

69

прямой ущерб от нагнетания в пласты излишних объемов воды составил в целом по России в 1995 г. 2,4 трлн руб. Специалисты ОАО «ВНИИнефть» рекомендуют на поздней стадии поддерживатьтекущие давления науровне30–40 % начального.

Тенденции уменьшения добычи нефти на месторождениях Северо-Самотлорское, Тюменское, Гунъеганское, Лоръеганское, Новомолодежное, Никольское удалось остановить на поздней стадии разработки путем ограничения объемов нагнетания [31].

Условиями эффективного воздействия на заводненные залежи на поздней стадии их разработки посредством существенного ограничения или прекращения нагнетания воды являются:

–одновременное ограничение отборов жидкости (в первую очередь для высокообводненных скважин);

–оптимизация продолжительности периодов ограничения (прекращения) нагнетания воды;

–извлечение достаточного количества воды для разгружения целиков нефти.

Повышение эффективности методов заводнения основывается на усилении их гидродинамического воздействия на нефтеводонасыщенный коллектор. В условиях слоисто-зональной неоднородности пластов наиболее эффективными являются методы нестационарного, очагового и избирательного заводнения, повышение давления на линии нагнетания, уплотнение сетки скважин и др. [14]. Однако на поздних стадиях разработки залежей с неоднородными пластами при всех гидродинамических методах наступает момент, когда даже при закачке большого количества воды в продуктивный пласт добыча нефти становится нерентабельной вследствие больших энергетических затрат на извлечение больших объемов высокообводненной жидкости.

Таким образом, рациональное использование энергии закачиваемых и пластовых вод как основных энергоносителей при заводнении пластов является одним из главных условий эффективной разработки месторождений и обеспечения высоких конечных КИН.

70