T TAT N Е FT
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 622.276.53.054.5
© Коллектив авторов, 2015
J А
Глубиннонасосное оборудование для добычи ^оЛЕХ нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости
НГДУ "ЛЕНМНОГОРСКНЕШТЪ-
Ю.Н. Легаев, И.С. Ванюрихин, Р.Р. Галимов, Д.В. Пищаев
(НГДУ «Лениногорскнефть»), К.В. Валовский, д.т.н. (ТатНИПИнефть)
Адрес для связи: lntodn@mail.ru
Ключевые слова: поглощение, пескопроявление, газопесочный якорь, пакер.
Downhole pumping equipment effectively solves sand production and lost circulation problems in production wells
Yu.N. Legaev, I.S. Vanyurikhin, R.R. Galimov, D.V. Pischaev (Oil and Gas Production Department Leninogorskneft, RF, Leninogorsk),
K.V Valovsky (TatNIPIneft, RF, Bugulma) E-mail: lntodn@mail.ru
Key words: loss of circulation, sand production, gas-sand anchor, packer.
Not infrequently, operators have to address several wellbore problems at a time: loss of circulation, sanding, paraffin accumulation. The paper presents a downhole assembly that can be used for a two-stage desanding, wellbore washing, well testing. The assembly comprises a packer, two gas-sand anchors, a perforated sub, and a float valve. The assembly was successfully tested in field, yelding seven-fold increase of time between workover.
При эксплуатации нефтяных скважин в зависимости от коллекторских свойств пластов, физико-химических характеристик пластовых флюидов, гидродинамических условий эксплуатации встречаются различные виды осложнений: образование асфальтосмолопара-финовых отложений (АСПО), пескопроявления, солеот-ложения, коррозия и др. По ряду скважин требуется решение проблем, связанных с ликвидацией последствий одновременного проявления нескольких осложнений. Ситуация осложняется тем, что существующие конструкции глу-биннонасосного оборудования (ГНО) в таких скважинах не позволяют провести эффективные профилактические мероприятия по своевременному предотвращению осложнений, поэтому к этим скважинам необходим индивидуальный подход.
В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, пласты которых представлены рыхлыми, сла-босцементированными породами, происходят разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП) и поступление продуктов разрушения на забой скважины, что вызывает осложнения при последующем подъеме продукции скважин. В условиях низких пластовых давлений и невысоких дебитов жидкости, свойственных месторождениям, находящимся на заключительной стадии разработки, продукты разрушения ПЗП скапливаются на забое. Это приводит к перекрытию фильтров и, следовательно, резкому снижению добычи нефти и газа, увеличению эксплуатационных затрат на добычу нефти и проведение ремонтных работ. Наличие в продукции скважин механических примесей усиливает износ рабочих органов ГНО, что снижает его производительность и срок службы.
Причинами выноса механических примесей из пласта могут явиться такие мероприятия, как обработка ПЗП, гидроразрыв пласта (ГРП). Результаты исследований показывают, что осложнения при выводе скважины на режим эксплуатации обусловлены большим содержанием
56 07'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
твердых взвешенных частиц (от 200 до 1000 мг/л) в начальный период работы после проведенных мероприятий. Указанные значения часто превышают паспортные характеристики насосов. Механические частицы, проходя через рабочие органы скважинного штангового насоса (СШН), вызывают их абразивный износ, являются основными причинами заклинивания плунжеров в цилиндре, обрыва штанг, отказа клапанных пар, забивают фильтр насоса. Для повышения надежности и ресурса работы ГНО в скважинах, в продукции которых концентрация механических примесей превышает 0,1 г/л, а твердость песка выше 5 баллов по Моосу, необходимо применять методы борьбы с пескопроявлениями. Эти методы условно делятся на технологические и механические.
Технологические методы основаны на изучении механических свойств породы пласта до разработки и их изменений при нарушении равновесного состояния термогидродинамической системы, которое происходит при эксплуатации скважины. К технологическим методам можно отнести регулирование создаваемой на пласт депрессии в зависимости от его напряженного состояния, ориентирование перфорации скважин, холодную добычу высоковязкой нефти и др. Однако на поздней стадии разработки месторождений возможности применения таких методов ограничены их высокой затратностью и геологическими причинами. К механическому методу относится использование в составе компоновок скважинного оборудования забойных фильтров, специальных хвостовиков в узле за-канчивания скважин, песочных якорей, завихрителей, сеточных фильтров, устройств гравитационной, центробежной и акустической сепарации механических примесей, устанавливаемых у приема насосной установки.
Анализ существующих методов борьбы с механическими примесями по группам показал, что вопросы защиты СШН до конца не решены, несмотря на разработку огромного спектра пескозащитных устройств, в конструкциях
которых реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием различных гидродинамических эффектов: разворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления его течения, укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последующей сепарацией [1]. Эксплуатация скважин с повышенным содержанием механических примесей в продукции значительно усложняется образованием АСПО. Химический состав и преимущественные места выпадения АСПО зависят от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. На интенсивность их образования влияет обводненность продукции в скважинах.
Образование АСПО на поверхностях внутрискважинного оборудования и промысловых транспортных коммуникаций при механизированной добыче нефти является для НГДУ «Лениногорскнефть» одной из наиболее острых проблем, решение которой требует больших материальных затрат. Одной из наиболее проблемных с точки зрения наличия осложняющих факторов является скв. 9049а. Ее эксплуатация на протяжении длительного времени осложнялась одновременно значительным выносом песка и образованием АСПО в глубиннонасосном оборудовании. Средняя наработка на отказ скважины с 2010 г. не превышает 130 сут (средний дебит нефти 15 т/сут). Для увеличения межремонтного периода было разработано и внедрено несколько компоновок ГНО, но они не дали нужного эффекта. Наработка скважины не увеличивалась, так как для поддержания нормальной работы насоса, кроме внедрения стандартного оборудования для его защиты от механических примесей, необходимо проведение периодических профилактических промывок от АСПО. Однако выполнение эффективной промывки в скважине невозможно из-за поглощения бурового раствора продуктивным пластом.
Низкая эксплуатационная надежность скв. 9049а вызвала необходимость разработки инновационного решения, которое позволило бы увеличить срок службы ГНО в данных условиях. Специалистами НГДУ «Лениногорск-нефть» была создана и внедрена специальная компоновка ГНО (см. рисунок). Она включает: пакер 8; выше него устанавливаются обратный клапан 6; два газопесочных якоря 2 с контейнерами 3 и 9, один размещается ниже па-кера 8, другой - выше обратного клапана под насосом 1; две заклушки 4. Над пакером установлен патрубок с резиновой манжетой для предотвращения присыпания песком, что исключает риск возможных осложнений при последующем демонтаже пакера. При такой компоновке обеспечивается двухступенчатая очистка пластовой жидкости, поступающей на прием насоса, от механических примесей. Жидкость поступает из интервалов перфорации в первый газопесочный якорь 2, где оседает часть механических примесей (в данном случае песок), затем через пер-фопатрубок 5 - в межтрубное пространство. Таким образом, несмотря на наличие пакера, можно проводить гидродинамические исследования по межтрубному пространству. После очистки через второй газопесочный якорь жидкость откачивается насосом в НКТ.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 07'2015 57
Предлагаемая компоновка глубиннонасосного оборудования
При ухудшении работы насоса либо для предотвращения образования АСПО в ГНО без подъема скважинного оборудования проводятся профилактические и реанимационные промывки. При этом промывочная жидкость закачивается в межтрубное пространство и поступает через верхний газопесочный якорь 2 на прием насоса. Попадание ее в пласт с высокой поглощающей способностью невозможно: межтрубное пространство перекрыто пакером, НКТ - обратным клапаном [2].
Межремонтный период работы после внедрения компоновки увеличился в 7,5 раз и приближается к 1000 сут. Экономический эффект только за один год составил 984 тыс. руб., затраты окупились уже в первые месяцы после применения компоновки. Потенциальным фондом для применения предлагаемой компоновки ГНО являются добывающие скважины после проведения ГРП, имеющие высокий коэффициент продуктивности, эксплуатация которых осложнена выносом песка из пласта и/или образованием АСПО.
Список литературы
1. Бахтизин Р.Н., Смольников С.В. Особенности добычи нефти с высоким содержанием механических примесей // Нефтегазовое дело. - 2012. -№ 5. - С. 159-169.
2. Пат. 136081 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных выносом песка и поглощением промывочной жидкости / И.С. Ванюрихин, Ю.Н. Легаев, Р.Р. Гали-мов, Д.В. Пищаев, Л.М. Валеев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №2013134664/03 ; заявл. 23.07.13 ; опубл. 27.12.13.
References
1. Bakhtizin R.N., Smol'nikov S.V., Features of oil production with high content of mechanical impurities (In Russ.), Elektronnyy nauchnyy zhurnal "Neftega-zovoe delo" = The electronic scientific journal Oil and Gas Business, 2012, no. 5, pp. 159-169.
2. Utility patent no. 136081 RF, MPK E
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.