Промысловые исследования эффективности применения подвесных компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин с ШСНУ

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 8Следующая ⇒

Как известно, при разработке большинства нефтяных месторождений России применяются напорные герметизированные системы сбора нефти и газа. В этих условиях при повышении давления на устье скважин до 1-2 МПа, давление в их затрубных пространствах даже при незначительном газовом факторе увеличивается до 2-3 МПа, и при отсутствии устройства для принудительного выпуска газа может возрасти.

Отрицательное влияние противодавления в системе нефтегазосбора на показатели работы скважин может быть устранено путем улавливания легких фракций углеводородов из затрубного пространства. Это достигается как строительством централизованной системы вакуумных трубопроводов, так и установкой компрессоров на устье скважин.

Билет 2. Вопрос 3. Способы оценки состояния ПЗП

Из приведенных материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации.

В связи с этим обоснование целесообразности эксплуатации скважины при данных технико-экономических ситуациях следует начинать с выяснения причин ее малодебитности.

Если низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.

Гидроразрыв пласта, Гидрокислотный разрыв пласта, Соляно-кислотная обработка с ПАВ, Промывка горячей нефтью,

Как было показано выше, состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.

Методика оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы:

· вызов притока жидкости из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до выполаживания кривой зависимости дебита во времени, т.е. Q = f ( t );

· проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;

· длительное извлечение нефти из пласта (5 - 30 сут) с регулярным отбором проб нефти (5 - 24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП, и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1-3 сут, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная - в течение 10 - 40 сут;

· гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП - промежуточной или полной самопроизвольной очистке;

· выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть: интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др.; проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу; проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;

· освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.

Для количественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула

где φ - коэффициент гидродинамического совершенства скважины; Qнс и Qc - дебиты гидродинамически несовершенной и совершенной скважин соответственно; kп и kу - коэффициент проницаемости соответственно призабойной и удаленной зон пласта; Rк - радиус контура питания пласта; rс и rпр - радиус гидродинамически совершенной скважины и приведенный несовершенной скважины соответственно.

Проницаемость призабойной зоны kп отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважины, а также лито логическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость пород коллектора.

Через приведенный радиус скважины оцениваются аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости. Недостаток метода - трудность определения радиуса контура питания. Нахождение его особенно осложняется в геологоразведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании условно принимается равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он приравнивается к половине среднего расстояния между исследуемой и соседними скважинами.

Из формулы (6.6) видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины.

Если проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице. Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы. При образовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия пласта она не ухудшена, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы. С увеличением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увеличиваться.

Итак, в трещиноватых, пористо-трещиноватых, а также пористых коллекторах при образовании искусственных трещин в ПЗП коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от степени загрязнения трещин может быть меньше, равен или больше единицы. При условии равенства проницаемости в призабойной зоне и удаленных зонах пласта и литологической неоднородности коллекторов коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет в основном зависеть от значения степени и метода вскрытия пласта.

При немонолитном сцеплении цементного кольца с фильтровой поверхностью скважины или отсутствии этого кольца коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть равен или больше единицы.

В природе не существует абсолютно одинаковых скважин по гидродинамическим и технологическим характеристикам. Они отличаются друг от друга геолого-литологическими, физико-химическими, термогидродинамическими, технико-технологическими и другими характеристиками.

Для оценки состояния призабойной зоны пласта можно использовать кривые восстановления давления в скважине. Обработав их, можно определить значение так называемого скин-фактора, с помощью которого можно найти количественную характеристику гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом. Рассмотрим этот вопрос подробнее.

Билет 3. Вопрос 1. Перспективы использования ДНУ для добычи нефти с аномальными свойствами

К нефтям с аномальными свойствами условно отнесем высоковязкие и высокогазированные скважинные флюиды. Высоковязкая нефть представляет собой, как правило, эмульсию типа нефть - вода, обладающую высоким содержанием парафина и смол. Высокогазированная нефть отличается небольшой вязкостью, но значительное содержание газа и выделение его при ходе всасывания снижают коэффициент наполнения цилиндра насоса, а иногда приводят к полному срыву подачи. Поэтому имеются затруднения при эксплуатации скважин, продуцирующих нефть с аномальными свойствами. Наиболее простыми и перспективными, с точки зрения эффективной откачки газированной нефти, являются длинноходовые насосные установки с гибким тяговым элементом [172]. Наглядно прослеживается необходимость использования таких установок для откачки больших объемов жидкости из глубоких скважин, особенно при добыче высокогазированной нефти.

В связи с этим представляется актуальной проводимая в ОАО "Оренбургнефть" работа над новыми способами подъема жидкости на дневную поверхность. Одним из перспективных направлений является использование длинноходовых насосных установок с ленточным механизмом, самоуплотняющимися плунжерами и рабочим цилиндром из насосно- компрессорных труб.

Принцип работы установки заключается в том, что наземный привод производит наматывание ленты на барабан и сматывание ее в скважину с заданной скоростью и интервалом перемещения плунжера. Возвратно-поступательное движение ленты с плунжером и работа клапанов обеспечивают подъем жидкости на поверхность. Движение плунжера вверх и вниз осуществляется путем реверсирования приводного двигателя.

Производительность установки определяется скоростью движения плунжера, длиной его хода и уровнями жидкости в скважине в конце хода вверх или вниз, связанными с интенсивностью притока жидкости в скважину. Первый опытный образец ДНУ с ленточным механизмом подъема был изготовлен в НГДУ "Бузулукнефть" и прошел промысловые испытания на Покровском месторождении в 1978 г.

Принципиальная схема насосной установки представлена на рис. 5.1. В компоновку первой установки входит закрепленный на раме редуктор 10. На валу редуктора размещены бобина 9, на которую наматывается лента, электродвигатель 15, клиноременная передача 14, расположенная горизонтально, механизм реверсирования 11, тормоз 13, направляющий ролик 8, станция управления 16. Рама крепится на фундаменте. Центрирование ленты при спуске в скважину обеспечивается направляющим роликом, закрепленным в соответствии с положением оси скважины.

Опытная эксплуатация первой ДНУ с ленточным тяговым механизмом подтвердила работоспособность насосного агрегата, но также выявила ряд недостатков, к которым относятся:

o малый диаметр сматывающего барабана, что значительно увеличивает влияние изгибающего момента на напряжения изгиба ленты;

o применение направляющего ролика, что дополнительно накладывает на ленту напряжения изгиба и приводит к снижению ресурса ленты;

o несовершенство командно-управляющей аппаратуры;

o установки, приводящее к возникновению проблемы с защитой ленты от перегрузок и делающее невозможным оперативное изменение скорости движения плунжера.

Рис. 5.1. Принципиальная схема длинноходоой насосной установки:

1 - всасывающий клапан; 2 - плунжер; 3 нагнетательный клапан; 4 - тяговый орган; 5 - цилиндр насоса, колонна НКТ; 6 - сальник; 7 - аварийный отключатель; 8 - направляющий ролик; 9 - бобина; 10 - редуктор; 11 - механизм реверсирования; 12 - концевые отключатели; 13 - тормоз; 14 - клиноременная передача; 15 - электродвигатель; 16 - станция управления

Дальнейшее совершенствование ДНУ было направлено на устранение выявленных недостатков, что привело к созданию целого ряда модифицированных конструкций, которые рассматриваются ниже.

Первый опыт эксплуатации длинноходовых насосных установок показал, что внедрение их на промыслах позволит решить проблемы, которые не решаются существующими механизированными способами эксплуатации скважин. Наиболее существенная из них - возможность эффективной откачки из глубоких скважин высокогазированной нефти.

Практика разработки нефтяных месторождений на первом этапе показывает, что на работу скважины существенное влияние оказывает газовый фактор. Поэтому часто на новых нефтяных месторождениях в период их освоения возникают проблемы с подъемом газированной жидкости. Из работ целого ряда авторов известно, что отрицательное влияние газа на работу насосных агрегатов связано со следующими факторами:

§ попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра;

§ содержащийся во вредном пространстве газ, расширяясь и выходя из раствора, снижает коэффициент наполнения насоса.

Для борьбы с вредным влиянием газа на работу глубинного насоса в первую очередь предлагается уменьшить относительный объем вредного пространства за счет увеличения длины хода плунжера. Поэтому длинноходовая насосная установка в этом отношении является универсальным техническим средством для добычи высоко газированной нефти, особенно из глубоких скважин при больших дебитах. В этом плане создание надежной ДНУ для ОАО "Оренбургнефть" является актуальной задачей.

Билет 3. Вопрос 2. Эксплуатация малодебитных скважин на непрерывном режиме

Рациональная эксплуатация нормальных малодебитных скважин имеет большое технико-экономическое значение. Однако этим вопросам не уделяется должного внимания со стороны промысловых инженеров и научных работников. Этим и объясняется низкая эффективность эксплуатации фонда малодебитных скважин. Кроме того, до сих пор нет соответствующих технических средств их эксплуатации, измерения дебитов и регулирования режимов работы, а также высокоэффективных доступных для применения методов исследования и контроля, методов технико-экономического обоснования условий рентабельной их эксплуатации с учетом нефтегазодобывающего предприятия, объединения, региона и в целом по стране. Все это вызывает разнобой в решении задач по подбору оборудования, а также режимов эксплуатации и откачки основной массы малодебитных скважин, наносящий заметный ущерб нефтедобывающим предприятиям.

Процесс эксплуатации рассматриваемой группы скважин осуществляется различно: непрерывно с полным заполнением цилиндра; непрерывно с неполным заполнением цилиндра вследствие превышения теоретической производительности насоса над притоком жидкости в скважину; периодически с полным заполнением насоса жидкостью.

Для определения области применения непрерывной эксплуатации малодебитных скважин необходимо исходить из оценки минимальной производительности имеющегося на скважине станка-качалки и минимального диаметра насоса, выпускаемого промышленностью, т.е. следует определить минимальный критический дебит скважины, при котором обеспечивается надежная работа насосного оборудования.

Для расчета этого условия коэффициент подачи можно принимать постоянным и равным 0,2, поскольку при меньших значениях коэффициента эксплуатация ШСНУ существенно осложняется и становится экономически нецелесообразной.

Условно-теоретическую производительность насосной установки принимают наименьшей из возможных с учетом рабочих параметров установленного на скважине станка-качалки

, (6.43)

где dmin - минимальный диаметр насоса из существующих; Smin - минимальная длина хода штока, которую можно установить на станке-качалке данной скважины; nmin - минимальное число ходов плунжера, которое можно установить на станке-качалке.

Формула для расчета коэффициента соответствия производительности ШСНУ дебиту скважины Кс имеет вид [161]

, (6.44)

где Qc - дебит скважины.

Числитель в формуле (6.44) показывает, какова наименьшая производительность оборудования ШСНУ на данной скважине. Если дебит скважины на непрерывном режиме больше Qy.т min, т.е. К < 1, то при отсутствии других ограничений следует продолжить эксплуатацию на этом режиме. Когда К > 1, следует переходить на периодическую эксплуатацию.

Снижение дебитов нефтяных скважин, эксплуатируемых механизированным способом, вызывает рост парка эксплуатационного оборудования завышенной производительности. Приведение в соответствие параметров и характеристик нефтепромыслового оборудования с добывными возможностями скважин - задача очень важная. В условиях достаточно высокого темпа прироста числа малодебитных скважин актуальность ее возрастает.

Если при работе насоса без запаса производительности в течение межремонтного периода подача насоса будет непрерывно снижаться, то при наличии запаса она все время или большую часть этого времени поддерживается практически постоянной. Поэтому суммарная добыча нефти при откачке будет больше при откачке с запасом производительности. Однако работа ШСНУ с запасом производительности имеет и отрицательные стороны: возрастают нагрузки на оборудование и его износ, уменьшается КПД установки, увеличиваются вредные инерционные усилия вследствие незаполнения насоса жидкостью. Все эти отрицательные явления возрастают с увеличением коэффициента запаса производительности. В связи с этим очень важен обоснованный выбор значения К₃.

Система ступенчатого регулирования запаса производительности заключается в том, что в течение межремонтного периода теоретическую производительность наращивают несколько раз - ступенями, так, чтобы поддерживать подачу без снижения в течение большей части межремонтного периода. В следующем МРП работа начинается опять с небольшим запасом производительности с последующим наращиванием его путем увеличения длины хода или числа качаний. Эта система выгоднее, чем система постоянного запаса производительности. Неудобство ее состоит в том, что у современных стандартных станков изменения числа качаний и особенно длины хода представляют довольно трудоемкую операцию.

Наиболее выгодной является система непрерывного регулирования запаса производительности насоса. Однако такая система еще не разработана. Представляется наиболее интересным способ регулирования производительности насоса путем изменения числа оборотов электродвигателя в зависимости от положения динамического уровня жидкости в скважине или от значения давления на приеме насоса. Производительность должна увеличиваться ровно на столько, чтобы поддержать подачу на одном уровне в течение требуемого времени.

Все системы непрерывного регулирования запаса производительности насоса связаны с предупредительным подземным ремонтом основного вида, т.е. со сменой насоса, а к ремонту других видов они не имеют отношения.

Постоянный запас производительности ШГН может создаваться тремя путями: увеличением числа качаний, длины хода, диаметра насоса.

Первые исследования по изучению оптимальной эксплуатации малодебитных скважин путем откачки с запасом производительности были выполнены А.С. Вирновским, Б. Б. Круманом и М.С. Рустамовым.

Билет 3. Вопрос 3. Исследования по совершенствованию методов защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования

Опыт разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть", продукция которых содержит большое количество коррозионных компонентов (см. табл. 10.3), свидетельствует о необходимости применения ингибиторов для предупреждения коррозии и обеспечения надежной работы оборудования. Исследования выполнялись с целью подбора наиболее эффективных ингибиторов для защиты нефтепроводов и нефтесборных коллекторов, выявления степени влияния внешних и внутренних факторов на коррозионную стойкость сталей, выдачи практических рекомендаций по технике и технологии их применения. Подбор эффективных ингибиторов проводился с учетом многолетнего использования ингибиторов в других регионах страны. Необходимо было выбрать самые эффективные и близкие по природе реагенты, по возможности исключив частую их смену, так как последнее может приводить к временному усилению коррозионного действия.

В качестве исследуемых ингибиторов коррозии использовались химические реагенты: И-1-А, БВП500, И-1-В, И-К-Б-4, И-1-Д, И-21-Б, АНП-2, И-1-Е, КИ-1, ИКБ-6В, И-В, ИКБ-2-2, диэтиламин, ИФХАНГАЗ-1, ТПО, ФМИ, "Донбасс-1", ИКИПГ, ИКН-4, И-25-Д, ЛБ-243, ЛБ-263, Витал, "Север-1", И-30-Д, АПС, ВФИКС-82, СНПХ-1002, СНПХ-6301, СНПХ-6012, СНПХ-6301, "Каспий", "Травик", ГИПХ-3б, Б1, Б2, Б3, Б4, Б5, Викор-1, Викор-1А, Минкор-1, Минкор-2, Минкор-3, НИИФОХ, ИСК-1, ИСК-2, Антик-1, ServoCK-398, ServoСK-337, ServoСK-378, ServoСK-830, Corexit7798, Corexit7660, Corexit7671, Corexit7755, Контол КР-1695, Контол К-490, прогамин, TRAVIS-8009, ТАРИН, Виско-904, Виско-938, Бактирам-607, Налько-4569, Рогекор, ВНПП-1, ВНПП-1Н, ВНПП-2, ВНПП-3 (летний), ВНПП-3 (зимний), ВНПП-4, Нефтехим-1, Нефтехим-2, Нефтехим-3, Дигазфен-1, Дигазфен-2.

Предварительные испытания проводились гравиметрическим методом по ОСТ 39-099–79 [68]. Концентрация ингибитора при этом составляла 50, 75, 100, 150, 200, 250, 300 или 350 мг/л.

В табл. 10.5 приведены результаты лабораторных испытаний этих химических реагентов и показана эффективность коррозионной защиты при оптимальной их концентрации. Видно, что по лабораторным испытаниям эффект защиты изменялся от 0 до 99 %. При этом эффективность реагента зависит от его концентрации и от среды испытаний. Для высокоэффективных ингибиторов проводились лабораторные испытания по поиску наиболее оптимальных концентраций их применения.

К наиболее эффективным для условий нефтяных месторождений ОАО "Оренбургнефть" были отнесены Дигазфен, Нефтехим-1, Нефтехим-3, ингибиторы серии ВНПП и др. Эти высокоэффективные ингибиторы специально дополнительно исследовали для определения общей стандартной среды NACE (5 г/л NaCl + 0,25 мг/л СН₃СООН). Для имитации углеводородной фазы использовали осветленный керосин и нефть Тананыкского месторождения. Скорость общей коррозии и защитное действие ингибиторов рассчитывали по потере массы плоских образцов Ст3 (50x20x2 мм). Определение водорода на образцах стали осуществляли методом вакуумной экстракции на вакуумном декриптомере ВД-4. Эффективность торможения ингибиторами процесса наводораживания рассчитывали по формуле , (10.1)

где С^он С^ин– содержание водорода в металле образца, выдержанного соответственно в коррозионной среде и среде, содержащей ингибитор.

Испытания на малоцикловую усталость проводили на образцах стали отечественных марок К, Д, Л, Е в среде NACE, насыщенной сероводородом, на машине ИН-2 при частом изгибе образца. Сопротивление стали многоцикловой коррозионной усталости оценивали числом циклов до полного разрушения образцов Nр. Эффективность ингибиторов оценивали коэффициентом защиты

, (10.2)

где N⁰р – число циклов до полного разрушения образцов в неингибиторной среде; N^ир– число циклов до полного разрушения образцов в ингибиторной среде.

Испытания на коррозионное растрескивание проводили на образцах отечественной стали марок Л и Д. На установке FORCTER-101/1 измерены пределы текучести сталей. Напряжение растяжения при коррозионном растрескивании составляло 0,95σт. Математическая обработка линейных зависимостей проведена методом наименьших квадратов.

Результаты коррозионных испытаний, выполненных при различной температуре, приведены в табл. 10.6. Видно, что эффективность ингибиторов при 20 °С снижается в ряду ВНПП-1Н > > ВНПП-1 > ВНПП-2 > Нефтехим-1 > Дигазфен-2. С повышением температуры наблюдается снижение эффективности ингибиторов.

По данным, полученным математической обработкой результатов экспериментов, установлено, что коррозия в изучаемых средах идет с кинетическим контролем. Все использованные ингибиторы повышают эффективную энергию активации процесса коррозии (табл. 10.7). Наибольшее изменение энергии активации отмечается для ингибиторов ВНПП-1Н и ВНПП-1, обладающих максимальным защитным действием среди изучаемых добавок.

Для выяснения характера действия исследуемых ингибиторов на частные электродные реакции были потенциостатически сняты анодные и катодные кривые в растворе NACE в присутствии сероводорода при температуре 20 °С. (рис. 10.5)

В присутствии ингибиторов стационарный потенциал свободной коррозии повышается на 40 – 100 мВ и изменяются тафелевы коэффициенты катодного γк и анодного γа процессов. Ингибиторы тормозят катодный и анодный процессы. Повышение стационарного потенциала свидетельствует о преимущественном торможении ингибитором анодной реакции, что подтверждается расчетом коэффициентов торможения частных электродных реакций (табл. 10.9).

Разрушение углеродистой стали в двухфазной системе происходит в несколько стадий. Сначала коррозия развивается в основном в водной фазе, где рН относительно низок, а металл лишен защитных пленок. Постепенно скорость коррозии здесь снижается, что связано с некоторым повышением рН и образованием на металле пленки продуктов сероводородной коррозии, имеющей небольшие защитные свойства. Процесс интенсивно развивается в углеводородной среде, и скорость коррозии металла резко возрастает.

В связи с этим важно длительное сохранение защитного действия ингибиторов в двухфазных средах. В табл. 10.10 приведены результаты пятимесячных исследований эффективности ингибиторов в системах, содержащих в качестве второй фазы нефть. Ингибиторы вводились в систему один раз в начале эксперимента. Видно, что скорость коррозии Ст3 в изученных условиях невысока (0,017 г/м²). Защитный эффект ингибиторов при длительных испытаниях составляет 5 – 60 %.

Для дозировки ингибиторов серии ВНПП были сконструированы специальные струйные дозировочные насосы, в которых механические системы заменены элементами струйной техники. Это позволило провести снижение габаритов оборудования и создать герметичную систему, обеспечивающую хорошее диспергирование ингибиторов коррозии в потоке жидкости. Схема установки представлена на рис. 10.8.

Поток рабочей жидкости подведен к соплу струйного насоса из выходного трубопровода высокого давления, связывающего насосную станцию с нагнетательными скважинами. Линия подачи ингибитора проведена через теплообменник и регулятор расхода к приемной камере струйного насоса. Тонкодисперсная смесь рабочей жидкости и ингибитора отводится из рабочей камеры струйного насоса во входной трубопровод низкого давления. Давление на выходе струйного дозировочного насоса при испытании ингибиторов серии ВНПП изменялось в диапазоне 0,5 – 3,0 МПа. Подачу ингибитора выбирали в диапазоне 2,0 – 15,0 л/ч, который может быть расширен до 50,0 л/ч.

Билет 4. Вопрос 1. Промысловые методы определения зон образования НОС.

Для выбора технологически целесообразных и экономически выгодных способов предупреждения НОС необходимо знать состав образующихся солей и наиболее вероятные зоны их отложений. Это прежде всего относится к выбору химических методов и составов ингибиторов солеобразования. Для эффективного предупреждения кристаллизации солей и их удаления с поверхности оборудования ингибитор должен быть доставлен до начала интервала отложений. В частности, для предупреждения отложения гипса химические реагенты должны вводиться до интервала выпадения осадка. Знание расположения зон образования НОС крайне необходимо и для принятия оптимальных технологических решений по ослаблению интенсивности образования солевых отложений. Обнаружение места отложений НОС в промысловых условиях часто представляет непростую задачу. Решить ее можно при условии систематического изучения фильтрационных характеристик пласта, призабойной зоны скважин, контроля за работой глубинно-насосного оборудования, систематического отбора проб и определения химического состава попутных вод, изменения дебита скважин и обводненности добываемой жидкости.

Анализ результатов многолетних исследований различных авторов позволяет сформулировать некоторые общие положения методических основ определения зон отложения гипса, как одной из наиболее распространенных солей в нефтепромысловом оборудовании. Наиболее значимые работы в этом направлении выполнены на месторождениях Самарской и Пермской областей, республик Башкортостан и Татарстан. Основное содержание промысловых исследований сводится к следующему.

Выбор скважин для исследования истории их эксплуатации и ремонтов.
Регулярное проведение гидродинамических исследований скважин и пластов на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.
Получение профилей притока, термограмм, изучение распределения плотности жидкости в межтрубном пространстве при тех же режимах работы скважины, что и при исследованиях, изложенных в п. 2.
Систематическое изучение физико-химических свойств нефти и воды, оценка насыщенности попутных вод гипсом.
Отбор образцов металла эксплуатационной колонны, цементного камня за колонной и породы продуктивного пласта боковым сверлящим керноотборником.
Периодические исследования состояния эксплуатационной колонны акустическим цементомером и каверномером.
Тщательный осмотр поднимаемых из скважины штанг, насосного оборудования НКТ на предмет обнаружения образования НОС и определения толщины отложений.
Анализ динамики показателей работы окружающих скважин.

Для комплексных исследований необходимо выбирать скважину или группу скважин, в которых отложение НОС только обнаружено или ожидается по прогнозам в скором времени. Для проведения наблюдений выбираются скважины типичные по характеру изменения обводненности, интенсивности отложения гипса и способу эксплуатации. По выбранным для анализа скважинам необходимо собрать и проанализировать материалы гидродинамических исследований, профили притока, результаты химического анализа попутной воды, данные о динамике добычи жидкости и нефти и обобщить все сведения, полученные при проведении подземных и капитальных ремонтов, выполненных до начала комплексных исследований.

Отложение НОС в удаленных от скважины зонах продуктивного пласта с достаточной достоверностью можно оценить по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации, проведенных через значительные промежутки времени. По результатам обработки кривых восстановления давления можно определить фильтрационные характеристики всей области дренажа, т.е. удаленных зон пласта. Сопоставляя их за ряд лет (рис. 9.1) и учитывая динамику дебита скважины между исследованиями путем снятия КВД, можно установить выпадение гипса в пласте. Постоянство основных фильтрационных характеристик удаленной зоны пласта (гидропроводности, проницаемости) или их улучшение в связи с замещением нефти менее вязкой вытесняющей водой будет свидетельствовать о том, что НОС в удаленных зонах продуктивного пласта не отлагается. Ухудшение физических свойств удаленной зоны пласта будет свидетельствовать о возможном отложении НОС. Более точное решение будет получено путем совместной интерпретации всего комплекса информации, получаемой в результате наблюдений за работой выбранных скважин.

При анализе промысловых наблюдений следует учесть, что образование НОС в заводненных объемах пласта может привести к уменьшению добычи воды из высокообводненных скважин. Это объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений промытых водой пропластков, характеризующихся относительно высокой проницаемостью [128]. Кроме того, фильтрационно-емкостные характеристики пласта могут быть ухудшены разбуханием глин при закачке опресненных вод, выпадением АСПО в порах пласта из-за снижения пластовой температуры до температуры начала кристаллизации парафина в нефти и выделением газа из нефти в пластовых условиях.

Отложение НОС в призабойной зоне пласта четко обнаруживается при сравнении результатов исследований скважины на установившихся режимах, выполненных через достаточно большие промежутки времени.

Образование и отложение НОС в призабойной зоне пласта приводят к уменьшению коэффициента продуктивности скважины из-за снижения коэффициента проницаемости пород, эффективной толщины пласта, а также по причине закупоривания перфорационных отверстий отложениями солей.

Рис. 9.1. Характерные изменения КВД по данным исследования солеобразующейскважины на неустановившихся режимах фильтрации:1 – КВД, построенная после первого исследования; 2 – КВД, построенная через 2года после первого исследования.

Исследованиями [установлено, что при разработке некоторых залежей нефти Самарской и Пермской областей отложение солей происходит не только в призабойной зоне пласта, но и в удаленных от работающих скважин участках продуктивного пласта. Гипс откладывается в наиболее проницаемых элементах пласта – трещинах

Зоны отложения гипса	Характер изменения показателей работы скважины
Зоны отложения гипса	Дебит скважины	Содержание воды в добываемой жидкости	Забойное давление	Вид динамограммы
Призабойная зона пласта	Постепенно уменьшается	Уменьшается или замедляется темп роста обводненности	Постепенно уменьшается	Неполное заполнение насоса из-за влияния газа
Приемная часть ШГН	Уменьшается, часто очень быстро	Сохраняется имеющаяся закономерность обводнения добываемой жидкости	Увеличивается	То же
Напорная часть ШГН	Практически не изменяется	То же	Практически не изменяется	Увеличение максимальных и уменьшение минимальных нагрузок на головку балансира в середине хода плунжера

Эти выводы основаны на результатах гидродинамических исследований и изучения химического состава образцов пород из вновь пробуренных скважин на участках интенсивного заводнения. В промысловых условиях при добыче нефти с применением ШГН проводятся систематические исследования скважин: замеры дебитов скважин, отбивка динамического уровня жидкости, снятие динамограмм, определение обводненности добываемой продукции, химический анализ попутной воды и др.

Билет 4. Вопрос 2. Гидратообразование в газоконденсатных скважинах

В.А. Истомин отмечает, что для образования гидратов в газовых скважинах требуется переохлаждение газового потока на несколько единиц при наличии гидратного режима на глубине 200 - 250 м.

Конденсат пласта Д-IV Зайкинского месторождения близок по физико-химическим свойствам к легкой нефти, поэтому можно допустить, что для образования гидратной пробки необходимо иметь переохлаждение не меньше 3 °С по сравнению с равновесным режимом.

В соответствии с расчетными данными, полученными для дебитов газа 50,0-140,0 тыс. м³/сут и забойных давлений 28,0 и 30,0 МПа (табл. 8.7), построен график зависимости температуры и давления на устье скважины (рис. 8.7).

Проведя горизонтальную прямую от точки пересечения кривой 1 или 2 с кривой равновесного гидратообразования до кривой 1' или 2', находим искомый дебит. При забойном давлении 30 МПа он составляет 113 тыс. м³/сут (59,8 т/сут конденсата), а при забойном давлении 28 МПа - 111 тыс. м³/сут (58,7 т/сут конденсата).

Рис. 8.7. Соотношение термобарических условий на устье скважин с фазовой диаграммой гидратообразования при добыче газоконденсата (пласт Д-IV Зайкинского месторождения):

1,1'- забойное давление 28 МПа; 2,2'- забойное давление 30 МПа; I -равновесные условия; II - допустимые условия

Таблица 8.7 Зависимость давления и температуры на устье скважин от забойного давленияи дебита (пласт Д-IV Зайкинского месторождения)

Дебит конденсата, т /су т	Забойное давление, МПа
	28,0		30,0
	Давление, МПа	Температура, °С	Давление, МПа	Температура, °С
26,5	15,97	15,8	17,31	15,9
42,3	15,95	21,6	17,31	21,8
58,2	15,84	26,2	17,21	26,7
74,1	15,63	29,8	17,03	30,0

Для определения реальных условий возможного образования гидратных пробок на графике (см. рис. 8.7) пунктиром нанесена кривая, расположенная на 4 °С ниже равновесной, и определены дебиты, выше которых в НКТ гидратных пробок не будет. При Рс = 30 МПа они составят 88 тыс. м³/сут (46,6 т/сут конденсата), а при Рс = 28 МПа - 84 тыс. м³/сут (44,4 т/сут конденсата).

Билет 4. Вопрос 3. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин на периодическом режиме

При эксплуатации малодебитных скважин на непрерывном режиме затрачивается значительное количество материальных и трудовых ресурсов, электроэнергии, а также увеличивается частота подземных ремонтов. Это все приводит к возрастанию себестоимости добычи нефти. В определенных условиях наступает момент, когда добыча нефти из малодебитной скважины на непрерывном режиме становится экономически нерентабельной.

Факторами, определяющими возможность перевода скважины на периодическую эксплуатацию, могут быть: геолого-технологические - режим работы пласта, пластовое давление, дебит жидкости, обводненность добываемой продукции, наличие песка, парафина, аномалии вязкости нефти и т.д.; технико-экономические - степень снижения добычи нефти, частота подземных ремонтов, эксплуатационные расходы.

Одним из важных факторов являются относительное и абсолютное значения снижения текущего дебита скважины при переводе ее с непрерывной на периодическую откачку.

Для удобства дальнейших рассуждений отношение среднего дебита, получаемого при периодической откачке Qпер, к дебиту при непрерывной откачке Qн п обозначим через φ, т.е.

, (6.62) Величину φ принято называть коэффициентом снижения среднего дебита при переводе скважины с непрерывного режима работы на периодическую откачку. Выбор скважины для периодической откачки находится в прямой зависимости от частоты ремонтов и стоимости смены насоса в данной скважине, а именно: чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. Для учета этого фактора рекомендуется [102] использовать безразмерный параметр

,где Ср - стоимость одного подземного ремонта по смене насоса, руб.; В₁ - стоимость скважино-суток эксплуатации при непрерывной работе скважины; Тиз - полный срок службы насоса до прекращения подачи вследствие износа, сут. Значение В₁ меняется в пределах 0,85-0,98 [102]. Конкретное значение можно уточнить для условий каждой скважины.

В связи с тем что смену насоса производят при некотором минимальном коэффициенте подачи, т.е. α > 0, вводится параметр tм = tм/Tиз, называемый показателем межремонтного периода при предупредительном подземном ремонте. Здесь tм - межремонтный период при непрерывной работе скважины, сут. Известно, что среднее значение этого параметра, т.е. tм, по данным промысловых исследований меняется в пределах 0 - 1.

Основным экономическим критерием, которым нужно руководствоваться при рассмотрении задачи о целесообразности применения периодической откачки, является индивидуальная себестоимость добычи нефти из рассматриваемой скважины, как синтезирующий экономический показатель [102] определяемый комплексом параметров, т.е.

, (6.63)

где Спер - себестоимость добываемой нефти из данной скважины при периодической откачке, руб/м³; R - стоимость одного подземного ремонта по смене ШГН, руб.; Кз - запас производительности насоса; m - показатель степени в уравнении подачи насоса [2, 102]

, (6.64) здесь b - постоянное, зависящее от условий работы и конструкции насоса (размерное). По промысловым данным показатель степени m варьирует в довольно широких пределах: от 1 до 3. Однако чаще всего значение m достигает значения, близкого к 2.

Переменные, входящие в уравнение (6.63), являются безразмерными величинами, и само уравнение для рассматриваемой задачи называется критериальным.

Себестоимость нефти при периодической откачке необходимо сравнить с себестоимостью нефти при непрерывной откачке, определяемой функцией

. (6.65) Перечисленные в критериальных уравнениях (6.63) и (6.65) переменные задаются условиями эксплуатации, техническими и экономическими обстоятельствами добычи нефти.

Влияние величины φ на себестоимость Спер вполне очевидно: с увеличением φ потери в текущей добыче снижаются и, следовательно, уменьшается себестоимость Спер, т.е. связь между этими параметрами монотонная.

С увеличением же tм/Тизиздержки при периодической откачке растут, а добыча в некоторых случаях при непрерывной откачке снижается, т.е. учащение ремонтов приводит к росту расходов.

Основным условием целесообразности перевода скважин с непрерывной на периодическую откачку, как было указано выше, является то, что себестоимость нефти Спер не должна быть выше, чем Снп, т.е.

. (6.66) при приемлемых значениях потерь в добыче нефти.

Таким образом, зная величины, входящие в уравнения (6.63) и (6.65), до перевода скважины на периодическую работу, можно ответить на вопрос: целесообразен ли, с технико-технологической и экономической точки зрения, перевод малодебитной скважины на периодический режим работы или нет. При этом, если при заданных значениях параметров φ, В₂/В₁, Ср/В₁Тиз и tм/Tиз себестоимость нефти получается выше пунктира (рис. 6.13) или на нем, то периодическая откачка целесообразна, в противном случае, т.е. ниже пунктира, перевод на периодическую откачку невыгоден.

При решении задач о переводе малодебитных скважин на периодическую откачку следует обратить внимание еще на одно обстоятельство. Многочисленными исследованиями установлено, что пластовые нефти, содержащие в своем составе повышенное количество асфальтенов и смол [33, 54, 117], обладают структурно-механическими свойствами. Их фильтрация в пласте, а также движение в скважине сопровождаются отклонениями от законов Ньютона и Дарси. Такие нефти принято называть аномально вязкими или неньютоновскими, так как их вязкость и подвижность являются переменными величинами, зависящими от градиента давления. Аномалии вязкости нефти оказывают заметное влияние на приток жидкости в скважину.

Исследованиями также показано, что аномалии вязкости и структурно-механические свойства становятся заметными при массовом содержании асфальтенов в составе нефти более 1 %. С увеличением концентрации асфальтенов свыше 5 % (по массе) аномально вязкие свойства нефтей выражены весьма сильно.

Аномальные нефти обладают и тиксотропными свойствами, т.е. способностью упрочнять свои структуры во времени. Исследованиями В. В. Девликамова, Т.Ф., Салимгареева показано, что в условиях лабораторного эксперимента происходит тиксотропное упрочнение структуры нефти во времени после прекращения движения (фильтрации). При этом к моменту полного восстановления структуры эффективная вязкость увеличивается многократно.

Если учесть, что после остановки скважины в пласте происходит процесс перераспределения давления и значения градиента давления, а скорости фильтрации нефти уменьшаются, то аномалии вязкости должны влиять на приток и состав жидкости как в процессе накопления, так и при откачке.

Промысловые исследования, выполненные З.А. Хабибуллиным с соавторами [166] на различных месторождениях, показали, что после пуска простаивающей скважины, в нашем случае после накопления жидкости, в течение некоторого времени наблюдается увеличение содержания воды в добываемой жидкости по сравнению с непрерывным режимом работы.

Характерная кривая изменения обводненности продукции скв. 310 Сергеевского месторождения при изменении режима работы приведена на рис. 6.14, из которого видно, что содержание воды в жидкости при периодическом режиме эксплуатации меняется в весьма широком диапазоне. Столь существенное изменение содержания воды определяется гравитационным разделением нефти и воды и влиянием аномалии вязкости нефти на приток жидкости после остановки и пуска скважины.

Таким образом, проявление аномалий вязкости нефти может вызвать дополнительные потери в добыче нефти за счет увеличения средней обводненности добываемой жидкости после перевода скважины на периодическую откачку.

Дата добавления: 2020-01-07; просмотров: 307; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!