наука — производству Л»
Повышение эффективности добычи нефти установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) в осложненных условиях — актуальная проблема мировой и отечественной нефтедобывающей промышленности. Одно из перспективных направлений ее решения — применение погружных насосно-эжекторных систем. Эти установки содержат, помимо погружных центробежных насосов, струйные аппараты (эжекторы) и газосепараторы. А поскольку в системе работают два насоса — центробежный и струйный — такие технологии нефтедобычи получили название тандемных.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработаны новые тандемные технологии, которые прошли уже прошли действенную промышленную проверку на промыслах. Испытания показали, что бобыча нефти с помощью таких установок высоконадежна даже при высоком га-
рованной жидкости, минуя газосепаратор 8 и насос 2, поступает по затрубному пространству в приемную камеру 5 струйного аппарата. При этом туда же поступает газ, отделенный газосепаратором 8. Жидкость, нагнетаемая насосом 2, поступает в активное сопло 4 и, вытекая из него, увлекает из приемной камеры 5 перекачиваемую газированную жидкость в камеру 6 смешения. Оттуда смесь сред поступает в диффузор 7 и далее по НКТ 1 на поверхность.
Наличие на выходе насоса струйного аппарата позволяет задать режим ЭЦН в рабочей части его характеристики путем соответствующего подбора размеров выходного сечения активного сопла. Кроме того, в предложенном решении величина полезного расхода продукции, подаваемой на поверхность, включает в себя пода-
ИТ. МИЩЕНКО, А.Н. ДРОЗДОВ
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
ТАНДЕМНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПРИ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДАХ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ
зовом факторе. К тому же тандемные технологии способны успешно адаптироваться к изменяющимся эксплуатационным условиям процесса разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, даже если диапазон этих изменений достаточно широк. Эти технические решения сегодня превышают мировой уровень подобных исследований.
Погружная насосно-эжекторная система (патент СССР №1825544) включает в себя струйный аппарат в компоновке с УЭЦН и газосепаратором. Система содержит установленные на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 1 погружной насос 2, нагнетательный патрубок 3 которого подключен к активному рабочему соплу 4 струйного аппарата с приемной камерой 5, камерой 6 смешения и диффузором 7, газосепаратор 8 с входным окном 9, каналами 10 отвода газообразной среды, сообщенными с приемной камерой 5 и выходным жидкостным патрубком 11, подключенным к всасывающему патрубку насоса 2 (рис. 1). Новым в системе является то, что для повышения надежности работы каналы 10 отвода газообразной среды газосепаратор 8 и приемная камера 5 струйного аппарата сообщены с затрубным пространством скважины. Приемная камера 5 струйного аппарата снабжена обратным клапаном 12. Система также содержит двигатель 13, кабель 14 и помещается в обсадной колонне 15. При работе системы газированная жидкость из скважины поступает в кольцевое пространство вокруг устройства, а часть жидкости через приемную сетку 9 — в газосепаратор 8.
Отсепарированный газ через каналы 10 отвода газообразной среды поступает обратно в кольцевое пространство, а жидкость через жидкостный патрубок 11 — во всасывающий патрубок насоса 2. Другая часть гази-
Рис. 1.
Погружная
насосно-эжекторная
система
для подъема
газированной
жидкости
из скважин (патент СССР №1825544):
1 - НКТ;
2 - ЭЦН;
3 — нагнетательная линия ЭЦН;
4, 5, 6, 7 — сопло, приемная камера, камера смешения, диффузор струйного аппарата соответственно;
8 — газосепаратор;
9 — приемная сетка;
10 — отверстия для сброса газа;
11 — входная линия ЭЦН;
12 — обратный клапан;
13 — ПЭД;
14 — кабель;
15 — эксплуатационная колонна
Л< наука — производству
Нд, м
2000
1500
1000
500
1 2
3
5 / 6 4 7
9
50
100
150
200
С)? мЗ/сут
Рис. 2. Характеристика погружной насосно-эжекторной системы, содержащей насос ЭЦН5-50-1700 и струйный аппарат СН-50, в координатах Ож — Нд, по данным промысловых испытаний в скважинах: 3217 при максимальном снижении Нд (I), 2113 (2), 1911 (3), 3215 (4) Вынгапуровского, 4180 (5) Вынгаяхинского, 3773 (6), 3д85 (7) Федоровского, 1875 (8) и 11277 (9) Талинского месторождений
чу как эжектируемой, так и рабочей среды, что существенно увеличивает к.п.д. установки.
Предложенный способ извлечения неоднородной многофазной среды из скважин (патент СССР №1831593) с применением погружной насосно-эжекторной системы включает сепарацию свободного газа от потока флюида в стволе скважины и эжектирование части газовой фазы с последующим направлением ее в напорную линию. Новым в этой технологии является то, что для повышения эффективности извлечения жидкости путем устранения отложений твердой фазы (парафина, смол, асфальте-нов, газогидратов) эжектирование осуществляют в зоне, расположенной ниже точки выпадения этой фазы. При этом часть жидкости дополнительно эжектируют из за-трубного пространства.
Эти изобретения позволили создать новую технологию эксплуатации скважин погружными центробежными насосами, возможности которой оказались гораздо шире, чем предполагалось на стадии патентования. Основными преимуществами новой технологии являются эф-
Рис. 3. Динамика работы ЭЦН5-50-1700 с газосепаратором и струйным аппаратом СН-50 в скважине 3185 НГДУ «Федоровскнефть» (зависимости дебита жидкости О (1), обводненности В (2) и динамического уровня Нд (3) от времени после запуска !
фективное использование отсепарированного свободного газа для подъема жидкости, перевод режима работы ЭЦН в оптимальный и способность погружной насосно-эжекторной системы успешно адаптироваться к весьма изменчивым условиям при выводе скважины на режим и ее последующей эксплуатации.
Внедрение погружных насосно-эжекторных систем в обводненных скважинах Талинского месторождения позволило увеличить дебиты скважин и получить дополнительную добычу нефти, обеспечило стабильную эксплуатацию и существенное повышение наработок установок на отказ [1].
Промысловые испытания показали, что в скважинах АО «Сургутнефтегаз» удалось реализовать такие преимущества погружных насосно-эжекторных систем, как способность успешно адаптироваться к различным условиям работы; возможность эксплуатировать ЭЦН в оптимальном режиме; облегчение вывода скважин на режим после глушения при подземном ремонте; повышение наработки установок на отказ; увеличение дебита жидкости и добычи нефти из скважин; возможность уменьшения глубины спуска ЭЦН [2].
Применение погружных насосно-эжекторных систем на Покамасовском, Западно-Пурпейском и других месторождениях оказалось эффективным средством для вывода скважин с осложненными условиями из бездействующего фонда [3, 4].
Было выполнено обобщение промысловых характеристик погружных насосно-эжекторных систем в координатах «дебит жидкости Ож — динамический уровень Нд» (рис. 2).
Графический анализ показал, что точки, полученные в скважинах различных месторождений Западной Сибири при эксплуатации определенного типоразмера системы, можно обобщить единой зависимостью (рис. 2). Эта характеристика имеет тот же вид, что и теоретическая характеристика погружной насосно-эжекторной системы, что еще раз свидетельствует о правильности предложенной расчетной модели. Подобные графики построены и для других типоразмеров системы.
Установки ЭЦН с газосепараторами и струйными аппаратами успешно адаптируются к процессам значительного изменения добывных возможностей скважин при выводе на режим и нестационарной фильтрации флюидов в пласте. Эта технология дает возможность надежно эксплуатировать скважины при значительном падении пластового давления в залежи, а также при очень высоких входных газосодержаниях (рис. 3 и 4).
В целом за время работы системы «Тандем» в скважине 3185 Федоровского месторождения границы изменения параметров эксплуатации составили:
• по дебиту жидкости — 86 — 129 м3/сут;
• по обводненности — 7,9 — 73,2%;
• по динамическому уровню — 214 — 617 м.
Однако, несмотря на такие значительные колебания
условий, режим работы силового ЭЦН-50 насосно-эжек-торной системы оставался неизменным и соответствовал оптимальному, поскольку сама система Тандем все время эксплуатировалась в скважине 3185 после вывода на режим в правой части характеристики. Это обстоятельство, несомненно, способствовало достижению высокой наработки ЭЦН.
Скважина №959 Покамасовского месторождения была выведена на режим из бездействия установкой ЭЦН5-50-1550 с газосепаратором МН-ГСЛ5 и струйным аппаратом СН-50 с параметрами: дебит жидкости — 35
38
9/ 2003
м3/сут, обводненность — 53,5%, динамический уровень — 1194 м.
Весьма показательны последствия дальнейшей эксплуатации погружной насосно-эжекторной системы в скважине №959. Ее результаты представлены на рис. 4.
В мае 1994 г. на Покамасовском месторождении было предпринято существенное ограничение закачки воды в пласт, продолжавшееся до сентября. Это мероприятие проводили в целях реализации нестационарного циклического заводнения и повышения нефтеотдачи пласта, а также для более легкого глушения скважин при подземных ремонтах в летний период. В зоне расположения скважины №959 закачка воды в пласт была полностью остановлена. Это привело к значительному снижению текущего пластового давления в окрестностях скважины №959. Динамический уровень упал с отметки 1194 м в апреле до 1472 в мае, а в августе 1994 г. находился уже практически на приеме насоса — 1660 м. Газосодержание на входе погружного насосного агрегата превысило 80%.
Несмотря на это, насосно-эжекторная система продолжала работать стабильно, без отключений по недогрузке. Подача установки уменьшилась до 14 м3/сут в августе, т.е. в 2,5 раза по сравнению с апрельским дебитом, однако срыва подачи не произошло. Система Тандем смогла успешно адаптироваться к сильнейшему падению пластового давления, и подача установки полностью соответствовала снизившемуся дебиту пласта. Отметим, что в этот период обводненность продукции уменьшалась с 53,5 до 36 — 37%.
Статический уровень в скважи
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.