Повышение энергоэффективности добычи нефти
..pdfИз табл. 7, 8, 9 видно, что для скважин, эксплуатирующих горизонты Д0–Д1, необходимы приводы грузоподъемностью 60–80 кН. Следовательно, базовыми для этой группы скважин являются приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 и ПЦ 80-6-1/4. В скважинах с дебитом жидкости 100 м3/сут и более может оказаться целесообразным применение приводов ПЦ 120-7,3-1/4 с длиной хода 7,3 м, несмотря на их несколько избыточную грузоподъемность.
Таблица 9
Технические характеристики разработанных цепных приводов
Показатели |
ПЦ 40- |
ПЦ 60- |
ПЦ 60-6- |
ПЦ 80- |
ПЦ |
|
120- |
||||||
|
2,1-0,5/2,5 |
3-0,5/2,5 |
0,25/1,25 |
6-1/4 |
7,3-1/4 |
|
Грузоподьемность, кН |
40 |
60 |
60 |
80 |
120 |
|
Длина хода, м |
2,1 |
3 |
6 |
6 |
7,3 |
|
Крутящий момент ре- |
5 |
5 |
5 |
16 |
28 |
|
дуктора, кН·м |
||||||
|
|
0,25–1,25 |
|
|
||
Частота качаний, мин–1 |
0,5–2,5 |
0,5–2,5 |
1–4 |
1–4 |
||
Мощность электродви- |
3 |
3; 5,5 |
3; 5,5 |
до 22 |
до 55 |
|
гателя, кВт |
||||||
|
|
|
|
|
||
Габаритные размеры, м: |
|
|
|
|
|
|
высота |
5,17 |
5,9 |
9,1 |
10,17 |
12,3 |
|
длина |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
6,5 |
7 |
|
ширина |
1,4 |
1,6 |
1,6 |
2,4 |
2,4 |
|
Полная масса, кг |
7494 |
9528 |
8462 |
17300 |
26000 |
|
Максимальная теоре- |
|
|
|
|
|
|
тическая производи- |
19 |
41 |
28 |
133 |
161 |
|
тельность м3/сут |
|
|
|
|
|
На начало 2012 г. в ОАО «Татнефть» цепными приводами оборудовано 1383 скважины (рис. 20). Общее число скважин, эксплуатируемых цепными приводами производства БМЗ, в ОАО «Татнефть» и других компаниях превышает 1600.
Практика масштабного использования цепных приводов показала, что их применение наиболее эффективно в скважинах с осложненными условиями эксплуатации, где при применении
61
elib.pstu.ru
традиционного оборудования межремонтный период (МРП) работы существенно ниже среднего по компании.
Рис. 20. Динамика действующего фонда скважин, оборудованных цепными приводами ПЦ 60-3-0,5/2,5 (1) и ПЦ 80-6-1/4 (2)
в ОАО «Татнефть»
Приводы ПЦ 60-3-0,5/2,5 рекомендуется применять в скважинах, добывающих высоковязкие нефти (ВВН) и продукцию, образующую стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии (ВНЭ); малодебитного периодического фонда; при образовании на глубинно-насосном оборудовании асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солей.
Для ОАО «Татнефть» это прежде всего скважины, вскрывшие продуктивные отложения нижнего и среднего карбона. Их эксплуатация осложнена высокой вязкостью продукции, обусловленной как повышенной вязкостью нефти, так и образованием в насосном подъемнике стойкой водонефтяной эмульсии, вязкость которой в десятки раз превышает вязкость нефти в пластовых условиях.
Эффективность эксплуатации осложненных скважин после замены балансирных приводов грузоподъемностью не более 60 кН на цепной оценивалась по изменению числа текущих ремонтов (TPC), «реанимационных» мероприятий без проведения ТРС, МРП и изменению электропотребления.
62
elib.pstu.ru
Важным фактором, определяющим эффективность применения ПЦ, является снижение удельного энергопотребления. Для количественной оценки эффективности применения ПЦ проанализированы замеры расхода электроэнергии по скважинам с дебитами жидкости от 8 до 12 м3/сут и обводненностью продукции от 35 до 80 % (зона образования эмульсии), эксплуатирующих угленосные горизонты с применением УСШН с балансирными (СК6) и цепными приводами (ПЦ 60-3-0,5/2,5), а также установками штанговых винтовых насосов (УШВН). Выявлено, что среднее энергопотребление УСШН с цепными приводами на 12,6 % меньше, чем УСШН с балансирными приводами, и на 35 % ниже по сравнению с УШВН. Кроме того, внедрение цепных приводов позволило сократить недоборы нефти по скважинам с ВНЭ и ВВН.
На основании данных, полученных при эксплуатации скважин осложненного фонда, установлена зависимость экономической эффективности внедрения цепных приводов от текущего коэффициента эксплуатации Кэксп и дебита нефти. При Кэксп < < 0,65 экономическая эффективность в большей степени зависит от увеличения времени работы скважины, в меньшей – от дебита нефти. При текущем Кэксп = 0,65–0,771 (среднее значение по осложненному фонду) основным показателем, определяющим экономический эффект, является текущий дебит нефти.
Приоритетная область применения приводов ПЦ 80-6-1/4 в ОАО «Татнефть» – скважины с дебитом жидкости от 30 до 100 м3/сут. Осложненные: высокой вязкостью продукции (нефти и/или эмульсии), отложением на глубинно-насосном оборудовании АСПО и солей, в которых необходимо регулирование режимов эксплуатации в зависимости от условий работы пласта (например, с циклической закачкой) без проведения ТРС для замены насоса на насос другого типоразмера, а также скважины малого диаметра и с дополнительными эксплуатационными колоннами, где внедрение УЭЦН технически невозможно.
Энергетическая эффективность применения приводов ПЦ 80-6-1/4 вместо УЭЦН оценена по выборке из 31 скважины дебитом до 100 м3/сут. Установлено фактическое снижение энер-
63
elib.pstu.ru
гозатрат на подъем продукции по сравнению с УЭЦН в среднем на 58 %. В качестве примера на рис. 21 приведены результаты по шести скважинам.
В ОАО «Татнефть» разработан ряд энергосберегающих технологий эксплуатации обводненных скважин с использованием внутрискважинной гравитационной сепарации нефти и попутно извлекаемой воды [7]. Эти технологии разделяются на три группы, обеспечивающие:
1)поочередную подачу нефти и попутно добываемой воды на прием скважинного насоса с последующим подъемом на поверхность [36; 37];
2)раздельный подъем из скважин нефти и попутно добываемой воды [49];
3)подъем на поверхность нефти и нагнетание попутной воды в принимающий пласт без подъема из скважины.
Рис. 21. Удельные энергозатраты на подъём продукции скважин УЭЦН (1) и УСШН с цепным приводом ПЦ 80-6-1/4 (2)
Первая технология предназначена для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ. Разработаны и запатентованы варианты надежных и эффективных конструкций входных устройств сифонного типа без подвижных частей для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса [43], организовано их промышленное производство, разработана технология эксплуатации
64
elib.pstu.ru
скважин с их применением. Для подтверждения эффективности использования входных устройств в скважинах НГДУ «Елховнефть» с эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм и приводами СКб-2,1-2500 проведены промысловые исследования с прямым замером параметров работы насосных установок до и после внедрения входных устройств. Характеристики скважин и параметры установок приведены в табл. 10, изменение динамограмм нагрузок на подвеске штанг – на рис. 22, энергетические показатели – в табл. 10.
Таблица 1 0
Характеристики скважин
Показатели |
Скв. 8457 |
Скв. 6267 |
Интервал перфорации, м |
1117,6–1150,0 |
1164,8–1172,5 |
Длина хода штока, м |
1,5 |
2,1 |
Частота качаний, мин |
5,6 |
3 |
Глубина спуска насоса, м |
1000 |
1101 |
Диаметр плунжера, мм |
38,1 |
38,1 |
Дебит жидкости, м3/сут |
7,4 |
5,6 |
Обводненность продукции, % |
67 |
56 |
Кинематическая вязкость |
|
|
нефти, 10–6 м2/с |
46,7 |
71 |
Динамический уровень, м |
270 |
281 |
Диаметр, мм: |
|
|
НКТ |
73 |
73 |
штанг |
19; 22 |
19; 22 |
Таблица 1 1 Энергетические показатели работы скважин
Показатели |
Скв. 8457 |
Скв. 6267 |
Полная работа в ТПШ, кВт·сут |
70/60,8 |
84/71 |
Полезная работа по подъему |
17,5 (25)/17,5(29) |
27(35)/27 (40) |
жидкости, кВт·сут (%) |
|
|
Работа по перемещению колонны |
38,5 (55)/38,5 (63) |
38 (451/38 (53) |
кВт·сут (%) |
|
|
Работа по преодолению сил трения, |
14(20)/4,8 (8) |
18(20)/6(7) |
кВт·сут (%) |
|
|
Удельное энергопотребление |
8,8/7 |
14,1/12 |
кВт· ч/г |
|
|
|
|
65 |
elib.pstu.ru
Рис. 22. Динамограммы до и после внедрения входного устройства ВУ-11-89 на скв. 8457 (а) и 6267 (б) НГДУ «Елховнефть»:
1, 2, 3 – динамограмма соответственно до, после внедрения входного устройства и теоретическая
Технология применяется в ОАО «Татнефть» с 2002 г., входные устройства внедрены более чем в 1400 скважинах, причем более 820 – в скважинах, эксплуатирующих угленосные горизонты с вязкой нефтью. При этом значительно сократилось число текущих ремонтов скважин, зафиксировано снижение амплитуды
66
elib.pstu.ru
нагрузок в точке подвеса штанг (ТПШ) в среднем на 18,5 % и средневзвешенного удельного потребления электроэнергии на 1,5–2 кВт·ч/т, или на 20–25 %. Потенциальный фонд в ОАО «Татнефть» составляет еще 1276 скважин.
Следующая группа технологий обеспечивает раздельный подъем нефти и попутно извлекаемой из скважины воды на поверхность. Принципиальная схема реализации технологии с применением установок скважинного штангового насоса (УСШН) двойного действия приведена нарис. 23.
Насос выполнен дифференциальным и снабжен хвостовиком с приемом для воды. Дебиты воды и нефти определяются конструктивно – соотношением диаметров плунжеров. Подъем нефти осуществляется по НКТ, воды – по полым штангам. Однако в процессе эксплуатации скважины обводненность продукции может меняться, поэтому важно обеспечить возможность регулирования соотношения производительности УСШН по нефти и воде. С этой целью предложена конструкция УСШН с разделительным поршнем (УСШН РП), помещенным в цилиндре скважинного насоса под плунжером с возможностью ограниченного перемещения. Установка обеспечивает регулирование соотношения производительностей путем изменения подвески полых штанг и тем самым изменения места хода плунжера в цилиндре насоса (при постоянном ходе разделительного поршня между упорами). Технические характеристики УСШН РП для скважин разного диаметра приведены в табл. 12, результаты промысловых испытаний в скважине Архангельского месторождения НГДУ «Ямашнефть» по сравнению с обычнойУСШН– втабл. 13.
Схема реализации технологии с применением электроцентробежного насоса (ЭЦН) представлена на рис. 24. Выше продуктивного пласта в скважине устанавливается пакер. В НКТ на определенном расстоянии от устья выполнены отверстия. Для внутри-скважинной гравитационной сепарации используется полость эксплуатационной колонны между отверстиями в НКТ и пакером. Для подъема сепарированной попутно извлекаемой
67
elib.pstu.ru
Рис. 23. Схема УСШН с раздельным подъемом нефти и воды: 1 – НКТ; 2 – колонна полых штанг; 3 – хвостовик; 4 – дифференциальный насос; 5 – нижняя секция дифференциального насоса; 6, 7 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан нижней секции; 8 – верхняя секция дифференциального насоса; 9, 10 – соответственно всасывающий и нагнетательный клапан верхней секции; 11 – гибкий рукав; 12 – сифон; 13 – входной канал; 14 – входное отверстие; 15 – обсадная колонна скважины; 16 – узел герметизации полых штанг; 17 – устьевой сальник; 18 – продуктивный пласт; 19 – динамический уровень;
20 – граница водонефтяного раздела
68
elib.pstu.ru
воды в скважину параллельно НКТ спускается труба, прием которой располагается намного ниже отверстий в НКТ. Нефть (с некоторым количеством воды) поступает в систему нефтесбора из НКТ и межтрубного пространства. Для этого поддерживается определенное избыточное давление в эксплуатационной колонне выше пакера, что обеспечивается применением устьевого штуцера на «нефтяной» выкидной линии. Результаты испытаний технологии в скв. 32896 НГДУ «Альметьевнефть» показали, что фактическое содержание механических примесей минимум в 62 раза, а нефти – минимум в 221 раз меньше допустимых величин для системы поддержания пластового давления (ППД).
Таблица 1 2 Технические характеристики УСШН РП
Показатели |
УСШН РП |
УСШН РП01- |
|
01-50-146 |
50-168 |
Диаметр, мм: |
146 |
168 |
эксплуатационной колонны |
||
подземной части |
122 |
146 |
СШН |
<44 |
<57 |
Теоретическая производительность (при |
|
|
длине хода штока 3 м и частоте качаний |
|
|
5 мин'1), м3/сут |
<34 |
<55 |
Рабочая среда |
Нефть, пластовая вода |
|
Температура рабочей среды, °С |
< 100 < 100 |
|
|
Таблица 1 3 |
Результаты промысловых испытаний в скважинах |
||
|
|
|
Показатели |
УСШН |
УСШН РП |
Интервал перфорации, м |
1060,3–1064,4 |
1060,3–1064,6 |
Эксплуатационная колонна: |
168 |
168 |
длина, м |
||
диаметр, мм |
8 |
8 |
Диаметр НКТ, мм |
73 |
89 |
Глубина подвески насоса, м |
700,0 |
703,5 |
|
|
69 |
elib.pstu.ru
Окончание табл. 1 3
Показатели |
УСШН |
УСШН РП |
Штанговая колонна: |
|
|
диаметр, мм |
22–276 |
Полая, длиной |
длина, м |
19–409 |
689,9 м |
Тип насоса |
25-150-RHAM |
НРП-25-175-ТНМ |
Диаметр плунжерной |
38,1 |
44,5 |
пары насоса, мм |
|
|
Производительность, м3/суг: |
11,5 |
15,7 |
теоретическая |
|
|
фактическая |
10,8 |
14,3 |
теоретическаяпонефтяному |
– |
4,0 |
каналу |
|
|
теоретическаяповодяномуканалу |
– |
11,7 |
Обводненность продукции, % |
70 |
8–87 |
Третья группа технологий обеспечивает подъем нефти и нагнетание попутно добываемой воды в принимающий пласт без извлечения ее из скважины (рис. 25). Это исключает затраты энергии на подъем воды из скважины, ее транспорт в системе нефтесбора, отделение, подготовку, перекачку в системе ППД, особенно при эксплуатации высокообводненных скважин. Кроме того, путем внутрискважинного нагнетания попутно добываемой отсепарированной воды могу быть решены задачи поддержания давления в пластах, вводимых в разработку при помощи технологий одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных пластов в скважинах.
Продуктивный пласт и располагающийся ниже принимающий пласт в скважине разделены пакером, через который проходит хвостовик для подачи воды. Прием «водяной» секции находится в нижней части скважины (ниже продуктивного пласта) над пакером, всасывающий клапан для нефти выполнен боковым и размещен выше продуктивного пласта. Снижение доли попутно добываемой воды при применении скважинного насоса с диаметрами плунжеров 38 и 44 мм при различной обводненности продукции, поступающей из продуктивного пласта, показано в табл. 14.
70
elib.pstu.ru