ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Установками ЭЦН эксплуатируются отложения терригенной толщи нижнего карбона. Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 945 до 1438 м при среднем значении 1168 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 127 до 1238 м при среднем значении 640 м. Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень от 200 (по ТТНК и обводненности более 70 %) до 400 м (по ТТНК и обводненности менее 30 %). Давление на приеме насоса выше минимально допустимого, что обеспечивает благоприятную эксплуатацию насоса при наличии газа в добываемой продукции. Фактическое среднее значение забойного давления составляет 6,5 МПа, что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 0,5 до 10,7 МПа.
Отложения каширского горизонта эксплуатируются установками СШН, применяются насосы типа НВ1Б-32 (скв. 2596 и 3036). Глубины спуска насосных установок составляют 820 и 824 м соответственно. Динамический уровень в скважинах составляет 801 и 803 м. Расчетное минимальное допустимое погружение насосов под динамический уровень составляет 100 м. Забойные давления составляют 0,2 и 0,4 МПа, что обеспечивает депрессию на пласт 7,7 и 4,5 МПа.
Механизированная добыча нефти и газа с использованием скважинных штанговых насосных установок (УСШН) является основным рекомендуемым способом эксплуатации, поскольку фактические и прогнозные дебиты лежат в области применения этих насосов.
Также можно отметить, что в области подач от 1 до 25 м3/сут УСШН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 25 м3/сут, он может достигать максимального значения (36 %).
В области больших подач (свыше 25 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 45 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области низких подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного контроля состояния, а также регулирования производительности, УЭЦН превосходит штанговые насосы.
Дальнейшую эксплуатацию скважин Саузбашевского рекомендуется проводить при помощи штанговых глубинных насосов (УСШН) при дебитах до 25 м3/сут, электроцентробежных насосов (УЭЦН).
3.1.2 Осложненный фонд скважин
На 01.01.2021 г. в действующем фонде Саузбашевского месторождения находится 220 добывающих скважин, 58 нагнетательных и 37 пьезометрических скважин. Из них 51 добывающая скважина (23,2 % от действующего фонда) осложнены различными видами осложнений, в т.ч. асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) осложнены 22 скважины (10 % от действующего фонда), высоковязкой внутрискважинной эмульсией (ВВЭ) – 19 скважин (8,6 % от действующего фонда), отложения неорганических солей (ОНС) – 9 скважин (4,1 % от действующего фонда), 1 скважина (0,5 % от действующего фонда) имеет двойное осложнение (АСПО+ОНС).
Все скважины осложненного фонда эксплуатируют продуктивные пласты тульского и бобриковско-радаевского продуктивных горизонтов.
Распределение скважин осложненного фонда в зависимости от вида осложнения и по способам эксплуатации представлено в таблице 4.
Таблица 4 - Распределение скважин осложненного фонда по способу эксплуатации
| Фонд скважин | Способ эксплуатации | |
| УСШН | УЭЦН | |
| Действующий фонд | 183 | 37 |
| Осложненный фонд (% от действующего фонда) | 46 (25,1 %) | 5 (13,5 %) |
| в т.ч.: АСПО | 21 | 1 |
| ВВЭ | 17 | 2 |
| ОНС | 7 | 2 |
| АСПО+ОНС | 1 | - |
Анализируя осложненный фонд с точки зрения способа эксплуатации можно отметить, что добыча нефти ведется в основном с использованием установок СШН - 183 скважины, из них 46 скважин (25,1 % от действующего фонда УШГН) осложнены различного вида осложнениями. Основными осложнениями скважин, оборудованных УШГН, являются АСПО и высоковязкая внутрискважинная эмульсия. Осложненный фонд, оборудованный УЭЦН, составляет 5 скважин (13,5 % от действующего фонда УЭЦН), которые осложнены отложениями неорганических солей (2 скважины), ВВЭ
(2 скважины) и АСПО (1 скважина).
Распределение осложненного фонда по обводненности и по дебиту по жидкости показано на рисунках 5 и 6.
Рисунок 5 - Распределение скважин осложненного фонда по обводненности
Образование АСПО на поверхности глубинно-насосного оборудования наблюдается в скважинах, добывающих продукцию в интервале обводненности от 20 до 100 %. Осложнения, связанные с образованием высоковязкой эмульсии, наблюдаются в интервале обводненности от 30 до 100 %. Скважины, осложненные отложениями неорганических солей добывают продукцию в интервале обводненности от 70 до 100 %.
Рисунок 6 - Распределение осложненного фонда по дебиту по жидкости
Осложненный фонд низкодебитных скважин (до 5 м3/сут) составляет 46 единиц, основным видом осложнений является образование АСПО (3 скважины) и высоковязкой эмульсии (2 скважины). Большую часть осложненного фонда составляют скважины со средним дебитом (от 5 до 25 м3/сут), где основным видом осложнений является образование высоковязкой эмульсии (15 скважин) и АСПО (12 скважин), также наблюдается образование ОНС (5 скважин). В высокодебитном фонде (более 25 м3/сут) осложненный фонд составляет 14 единиц, где основным видом осложнений являются осложнения связанные с образованием АСПО (8 скважин), отложений неорганических солей (5 скважин), а также высоковязкой эмульсией (2 скважины).
3.1.3 Влияние образования эмульсий на работу глубинно-насосного оборудования
Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.
Влияние эмульсий и вязкости откачиваемой жидкости.
Обводненность продукции скважин является фактором, оказывающим существенное влияние на работу ЭЦН. В интервале обводненности от 30 до 80% м. образовываться высоковязкие эмульсии. При этом вязкость эмульсии может в 2-3 раза превышать вязкость нефти. При откачке высоковязкой эмульсии ухудшающиеся рабочие характеристики ЭЦН: КПД и напор насоса падают, а потребляемая мощность растет. ЭЦН не рекомендуется использовать, если продукция скважин может образовывать стойкие эмульсии. Выполненными ТатНИПИ исследованиями было установлено, что ЭЦН м. работать при величинах эффективной вязкости среды не более 350 мПа∙с. При этом подача насоса падает до 0,7 от подачи на воде, а потребляемая мощность возрастает в 1,7 раза. Осложнения, связанные с образованием высоковязкой эмульсии, могут быть уменьшены применением деэмульгаторов.
3.1.4 Методы борьбы с эмульсией
В связи с прогрессирующей обводненностью добывающих скважин большинства нефтяных месторождений остро встает вопрос о совершенствовании существующей системы подготовки нефти, разработке и внедрении новой более эффективной технологии добычи, сбора и подготовки нефти. Одной из наиболее сложных проблем подготовки нефти на промыслах является предупреждение образования водонефтяных эмульсий. Условно все известные методы борьбы с образованием эмульсий можно подразделить на три группы.
К первой группе относятся технические и технологические методы, направленные на предотвращение смешения водной и нефтяной фаз продукции пласта в скважине и предусматривающие либо поочередную откачку отслоившейся продукции, когда в насосных трубах разделенные фазы поднимаются пробками, либо раздельный подъем воды и нефти по двум самостоятельным гидравлическим системам.
Ко второй группе относятся методы, позволяющие разделить образовавшуюся эмульсию еще до поступления продукции в пункты подготовки нефти. К этой группе также относятся всевозможные физико-химические и химические воздействия на эмульсионную нефть, с помощью которых либо разрушают ее, либо не позволяют развиваться процессу интенсивного эмульгирования, благодаря заблаговременному вводу поверхностно-активных веществ.
К третьей группе относятся методы, позволяющие осуществлять обращение фаз эмульсий путем введения избыточного количества воды, либо с помощью специальных химических реагентов.
Методы предупреждения образования эмульсий в скважинах подразделяются на четыре группы:
1) воздействие на откачиваемую среду поверхностно-активными веществами, закачиваемыми в скважину и призабойную зону пласта;
2) снижение уровня механических возмущений и интенсивности штуцирования жидкостей в рабочих органах насосных установок;
3) разобщение водной и нефтяной фаз при их подъёме в скважине;
4) искусственное увеличение обводненности нефти в НКТ для достижения инверсии фаз и разрушения обратных эмульсий.
На нефтегазодобывающих предприятиях нашел также применение метод предотвращения образования стойких эмульсий (метод искусственного увеличения обводненности нефти). Сущность метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу водонефтяной смеси из одной структуры потока в другую. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. В соответствии с этим резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насоса можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины, без применения дополнительных перекачивающих органов.
Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок, что не только компенсирует потерю, но и в ряде случаев повышает производительность насосов.
Образование высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ осложняет работу насосных установок: повышается гидравлическое сопротивление движению жидкости в канале лифтовых труб, увеличивается амплитуда изменения нагрузок на штанги и, соответственно, приведенные напряжения в материале штанг, растут энергозатраты на подъем продукции. Вязкость эмульсии в лифтовых трубах может в десятки раз превышать вязкость нефти в пластовых условиях. Вследствие этого при ходе штанг вниз возможно отставание движения штанговой колонны от движения канатной подвески («зависание штанг») с последующим рывком при ходе вверх.
При эксплуатации скважин, продукция которых склонна к образованию эмульсий и пенных систем, применяют в основном те же приемы и технологические схемы добычи, что и при откачке высоковязких нефтей: используют специальные насосы, увеличивают диаметры НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки.
Область применения технологии увеличения диаметра НКТ – обводненные скважины с высоковязкой продукцией, эксплуатируемые установками скважинных штанговых или винтовых насосов, осложнения, при эксплуатации которых обусловлены образованием в насосно-компрессорных трубах стойких водонефтяных эмульсий.
Технология тихоходного режима откачки предназначена для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ при эксплуатации нефтяных скважин с обводненной продукцией путем организации поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса.
В основу технологического процесса положен тот факт, что в обводненных скважинах поступающая в скважину при работе насоса смесь пластовых жидкостей по мере подъема от пласта до насоса под действием гравитационных сил разделяется на газ, нефть и воду, причем граница водонефтяного раздела (ВНР) находится у приема насоса, совершая незначительные по амплитуде колебания вверх и вниз. Над ВНР в межтрубном пространстве выше насоса находится газированная нефть, ниже ВНР – преимущественно водонефтяная смесь.
В первом приближенном к фонду, склонному к образованию высоковязкой эмульсии, скважину можно отнести при обводненности ее продукции в диапазоне 20 – 80%. Однако, как сама вязкость эмульсии, так и величина сил гидродинамического сопротивления в подъемнике напрямую зависят еще и от компоновки скважинного оборудования и режима работы насосной установки. Поэтому на практике далеко не на всех скважинах, склонных к образованию высоковязкой эмульсии, действительно имеют место осложнения по причине ее образования. В связи с этим, прежде чем применять технологию на скважине, необходимо проанализировать, насколько оптимальными с точки зрения минимизация сил гидродинамического сопротивления в подъемнике являются компоновка скважинного оборудования и режим работы насосной установки. Оптимальность в данном случае подразумевает обеспечение экономически приемлемыми способами: