29 мая 2016г.
Введение
На данный момент в Российской федерации многие месторождения находится на поздних и завершающих этапах разработки в условиях нехватки пластовой энергии, в связи с чем, возникает вопрос о целесообразности продления сроков их эксплуатации, возможных способах повышения коэффициента извлечения нефти. К таким месторождениям относится Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение. Данное месторождение введено в эксплуатацию в 1968 г. и в настоящее время находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся целым рядом проблем, связанных, прежде всего, с низким энергетическим потенциалом пласта. Разработка месторождения в режиме истощения пластовой энергии привела к значительным (до 100 млн. т) потерям в пласте конденсата и растворенного в нем газа[2]. Вскоре пластовой энергии стало недостаточно для фонтанной эксплуатации скважин, в связи с чем часть скважин была переведена на эксплуатацию с помощью искусственного газлифта, то есть подъем газожидкостной смеси осуществлялся путем нагнетания газа высокого давления с помощью компрессора в затрубье. Использование иного механического способа добычи на данных скважинах крайне затруднено вследствие высокого газового фактора, больших глубин скважин и прочих осложнений. Многолетний опыт эксплуатации газлифтных установок показал неэффективность газлифта в данных условиях. В качестве решения проблемы было предложено попробовать перевести одну из скважин с газлифтного способа эксплуатации на эксплуатацию с помощью установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Описание хода работы, принятых технологических решений и полученных результатов и будет представлено в данной статье. Проблема высокого газосодержания в пластовых флюидах характерна для многих скважин эксплуатируемых погружными насосами, поэтому ее решение является важной задачей.
Характеристика скважин
Пробную эксплуатацию УЭЦН было решено провести на скважине номер 53 Северо-Вуктыльской нефтяной залежи. Основные данные о скважине приведены в Табл.1.
Что касается нефти, по физико-химическим свойствам дегазированная нефть характеризуется как: легкая по плотности 839 кг/м3, по массовому содержанию парафина 5,4 % – среднепарафинистая. По массовому содержанию смол 1,4 % нефть является малосмолистой, асфальтенов 0,07 % – малоасфальтенистой. Объемное содержание выхода светлых фракций, выкипающих до 300 °С, составляет 50 %. Температура застывания нефти минус 5 °С.
Анализируя вышеизложенные данные, можно заключить, что скважина имеет следующие осложнения: 1 Высокий газовый фактор;
2 Большое количество механических примесей;
3 Разгазация нефти в пласте. Интенсивность разгазации нефти на забое определяется отношением Pзаб/Pнас. Вследствие того что скважина имеет низкий приток из пласта, создать большие значения Pзаб не удастся, одновременно значение Pнас высоки, вследствие этого давление насыщения будет превышать забойное давление и нефть будет разгазироваться в призабойной зоне пласта. Это в свою очередь приведет к высокому значению газосодержания даже на больших глубинах
4 большая глубина скважины в совокупности с низкой температурой пласта и карбонатным типом коллектора будут приводить к отложению солей по ходу движения жидкости.
Специалистам было необходимо подобрать оборудование, которое бы могло работать оптимально в данных условиях. Планировалось эксплуатировать скважину на постоянном режиме работы как наиболее эффективном.
Подбор оборудования и режима его работы.
Расчет оборудования для данной скважины осуществлялся с помощью специальной компьютерной программы по подбору УЭЦН NovometSel-Pro (Рисунок 1). Кратко опишем процесс подбора: Первым делом специалисты отсылают заказчику опросный лист, в который необходимо ввести имеющиеся данные о пласте, скважине, инклинометрии, физических свойствах флюида, работавшей на скважине установке. Далее полученные данные вводят в поля программы. На Рисунке 1 показано окно ввода данных о пласте.
После ввода данных производится их анализ компьютером и подбор наиболее подходящей установки из числа имеющихся. Определяются параметры работы установки, ее компоновка, глубина спуска, выводится графическая характеристика работы насоса (Рисунок 3). Вообще данная программа способна выдавать огромное количество текстовой и графической информации, возможно трехмерное построение модели скважины с указанием ее кривизны [1].
В ходе расчета
данных по скважине 53, к ней был подобран электроцентробежный насос УВНН5А-35- 2600 с диапазоном работы 20-60 м3/сут., компоновка которого представлена на Рисунке 2.
Глубина подвески насоса составляла 3366. Насос управлялся станцией управления СУ Электон-05-250, что позволяло с помощью регулирования частоты добиться необходимого напора и подачи, также использовался штуцер на устье. Характеристики насоса даны на Рисунке 3. При подборе специалисты исходили из следующих соображений:
По результатам
исследования 2012 г приток из пласта на данной скважине составлял около 16 м3/сут, однако подобранный насос имел номинал 30 м3/сут. Такое значение подачи насоса было выбрано с целью проведения свабирования скважины путем создания больших депрессий на пласт, чтобы запустить пласт в работу. Также предполагался большой вынос механических примесей после капитального ремонта скважины. Понятно, что такой насос будет работать на данной скважине не оптимально, с низкими значениями КПД, что можно видеть из Рисунка 3, однако данное оборудование должно было справиться с частью осложняющих факторов.
Другим важным решением было использование штуцера
на
устье и спуск насоса на большую
глубину. Это решение наиболее значимо, так как должно было помочь бороться с главными осложняющими факторами: высоким газовым фактором и разгазацией нефти на большой глубине. Спуск насоса на 3366 м был необходим для уменьшения количества свободного газа у приемного модуля, чтобы в насос увлекался не свободный газ, а именно газожидкостная смесь.
Газосепаратор использовался для отделения попутного газа от жидкости и уменьшения газовой составляющей при движении нефти далее по секциям насоса. Штуцер планировали установить на минимальное значение проходного канала, с целью создания высокого давления жидкости в рабочих узлах УЭЦН и подвеске НКТ, что необходимо для предотвращения разгазации нефти по ходу ее движения на устье.
Вывод установки на режим
Итак, установка была запущена в работу 03.04.2014. Первоначально была произведена откачка раствора глушения, произведено свабирование скважины, после чего 08.04.2014 скважину перевели в накопление на приток. Результат анализа устьевых проб показал, что содержание механических примесей оказалось значительно ниже прогнозируемого значения.
Приток из пласта за данный период работы составил
всего 4 м3/сут, что значительно ниже прогнозируемого притока (16 м3/сут). Несоответствие полученных значений притока
и выноса примесей, прогнозируемым значениям, позволили сделать вывод о неправильном глушении скважины, которое привело к ухудшению ФЕС коллектора. Именно из-за этого значительно снизился приток из пласта и вынос примесей был меньше расчетного. Впоследствии данные выводы были подтверждены. В процессе дальнейшей работы так и не удалось вызвать оптимальный приток из пласта и вывести установку на стабильный постоянный режим.
Тем не менее, 09.04.2014 установка повторно была запущенна на постоянном режиме работы. На данном режиме принимались основные меры по борьбе с высоким газосодержанием. Помимо спуска насоса на большую глубину было принято решение увеличить забойное давление с целью уменьшения интенсивности разгазации нефти на забое. При этом отношение Pзаб/Pнас увеличивали до значений больших единицы. Давление увеличивали путем удержания высокого динамического уровня жидкости над приемом насоса в затрубье (около 1200 м) в совокупности с газом под давлением (20 атм) (рисунок 4). В итоге давление на забое составляло примерно 123 атм, соотношение Pзаб/Pнас выходило больше 1.
Для
создания давления газа
задвижки из затрубья в линию были закрыты.
С 09.04.2014 по 11.04.2014 установка проработала стабильно, однако 11.04.2014 была остановлена из-за низкого входного напряжения. Далее с 11.04.2014 по 21.04.2014 происходили постоянные остановки насоса в связи с несоответствием наземного электрохозяйства заявленным требованиям, к тому же происходили отключения электроэнергии.
21.04.2014
установка
вновь была запущена в работу на том же режиме
и проработала стабильно до 05.05.2014. Основные параметры в этот период: буферное давление = 23 – 30 атм; затрубное давление = 30; линейное давление = 10 – 9 атм; штуцер 3 мм, уровень жидкости над приемом насоса около 1140 м, совокупное давление на забой в
этот
период
115-130 атм, что является оптимальным для данных условий. В данный период установка работала стабильно наиболее продолжительный срок.
Далее в период с 05.05.2014 по 01.06.2014 не удавалось добиться стабильного режима работы. Помимо проблем с наземным электрооборудованием наблюдались частые срывы подачи насоса. Срыв подачи насоса происходил из-за несоответствия расчетного притока из пласта,
под который подбирался насос,
действительному притоку. Таким образом, неправильное глушение скважины и проблемы с наземным оборудованием не позволили добиться стабильной работы установки на постоянном режиме.
Однако стоит заметить, что подобранное оборудование и выбранный режим работы позволили справиться с основными осложняющими факторами, позволили добиться работы установки без “прогазовок”. Этот результат является ключевым, так как опираясь на полученный опыт, возможно дальнейшее совершенствование технологии добычи нефти на скважинах со схожими геологическими условиями.
Из-за невозможности добиться стабильной работы насоса на постоянном режиме, были приняты следующие решения:
1) Перевести данную скважину на периодический режим работы и временно эксплуатировать текущим оборудованием;
2)
Провести
интенсификацию пласта с целью увеличения притока нефти;
3)
Привести в порядок наземное электрооборудование;
4)
Подобрать
новое, более оптимальное оборудование. Новое оборудование планируется эксплуатировать на
постоянном режиме, опробованном
в ходе проведенной эксплуатации.
Спуск оборудования планируется произвести после интенсификации пласта.
С 01.06.2014 специалисты пытались найти наиболее оптимальный периодический режим работы. Под периодическим режимом работы понимается чередование циклов откачки жидкости и циклов ее накопления. Во время накопления насос остановлен, происходит приток флюида из пласта. Существенным недостатком такого режима является быстрый износ оборудования вследствие периодических включений и отключений установки, а так же засорение призабойной зоны пласта и отверстий перфорации из-за осаждения взвешенных в растворе частиц после остановки насоса.
Итак, в
ходе
испытаний
проделанных с 01.06.2014 по 21.08.2014 был найден эффективный периодический режим. На данном режиме количество отбираемой жидкости из скважины во время цикла откачки 6 часов, было равно объему жидкости притока из пласта в период накопления 18 часов. На данном режиме работы установка работала стабильно вплоть до 21.08.2014, когда была остановлена по причине нарушения изоляции кабеля. С этого момента скважина находится в простое, в ожидании дальнейших решений.
Для дальнейшей эксплуатации скважины к ней был рекомендован новый насос ЭЦНДИ-5-20-2450 с двойным газосепаратором-диспергатором и глубиной спуска 2700 м. Данное оборудование имеет меньшее значение номинальной подачи, что позволит обеспечить отбор жидкости на постоянном режиме даже при низком притоке из пласта. Также, насос будет работать с приемлемыми значениями КПД. Двойной газосепаратор- диспергатор позволит работать насосу при очень высоком содержании газа на его приеме (до 90 %) [3]. Бороться с преждевременной разгазаией нефти планируется уже опробованным способам: увеличением забойного давления и ограничением подачи нефти штуцером на устье.
Заключение
Итак, в данный момент решить окончательно поставленную задачу не удалось. Однако вышеперечисленные рекомендации должны способствовать ее решению. Вместе с тем, полученный опыт
и сделанные выводы могут быть использованы и на других скважинах со сходными условиями. Эксперименты подобные данному, проводились на Росташинском и Зайкинском месторождениях. Там были осуществлены промысловые испытания работы УЭЦН ряда скважин с высоким газовым фактором. Применялись насосы схожей комплектацией с УВНН-5А-35-2700, спущенные на глубины близкие к глубинам скважин. Однако большинство установок вышли из строя после непродолжительной работы (до 72 сут. Безаварийной работы). Причиной отказов установок являлась “большое значение расходного газосодержания на приеме (0,64-0,79), возникающие из-за низких давлений на приеме ПЭЦН’’ [4]. Очевидно, на данных месторождениях удалось добиться определенных результатов, но окончательно решить проблему тоже не удалось.
Можно заключить, что экономически эффективная эксплуатация скважин в условиях высокого газового фактора, низкого пластового давления и больших глубин посредствам УЭЦН возможна. Однако для этого требуются дополнительные исследования и затраты. Эксперименты подобные описанным позволяют накапливать научные данные и опыт промысловых исследований, расширять фонд добывающих скважин.
Список литературы
1.
Агеев Ш.Р. Программные продукты «NovometSel-Pro», «Калькулятор ЭЦН», «Программа расчета энергоэффективности»/ Ш.Р. Агеев, А.М. Джалаев, И.В. Золотарев, А.С. Ермакова,
Е.В. Пошвин// Бурение и нефть. – М, 2013 № 10. – С. 36–40.
2. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение – полигон для испытания новых технологий воздействия на пласт/ А. А Захаров, В. В Иванов, Р. М Тер-Саркисов, Е. М, Гурленов// Горный журнал. – М, 2007 № 3.
3. Газосепараторы диспергаторы [электронный ресурс]: сайт компании НОВОМЕТ – Электрон. дан. URL: https://www.novomet.ru/rus/products/esp-systems-for-oil-production/downhole/intake/gas-separator-dispersant/, свободный.
Пути повышения эффективности эксплуатации скважин [электронный ресурс] – Электрон. дан. URL:
http://neftandgaz.ru/?p=237,
свободный.
