Применение установок струйных насосов при добыче нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1. Геолого-технологические условия Серафимовского месторождения

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2 Динамика и состояние разработки месторождения

2. Обзор технологий по литературной базе

3. Технологическое обоснование работ по эксплуатации и обслуживанию объектов добычи нефти

3.1 Фактические результаты (эффективность) выполненных работ

3.2 Обоснование проектных работ

Заключение

Список использованных источников

Определения, обозначения и сокращения

месторождение струйный насос нефть

1 Инжектированный поток- поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления.

2 Струйный насос - устройство для нагнетания (инжектор) или отсасывания (эжектор) жидких или газообразных веществ, транспортирования гидросмесей (гидроэлеватор), действие которого основано на увлечении нагнетаемого (откачиваемого) вещества струей жидкости, пара или газа (соответственно различают жидкоструйные, пароструйные и газоструйные насосы).

3 Точечный источник - это точка, выделяющая жидкость (модель нагнетательной скважины).

4 Точечный сток- точка на плоскости, поглощающая жидкость. Сток можно рассматривать как гидродинамически совершенную скважину бесконечно-малого радиуса в пласте единичной толщины. Точечный сток является моделью добывающей скважины.

ВНК -водонефтяной контакт

ВНИИ - Всероссийский Науно-Исследовательский Институт

ГДИ -гидродинамические исследования

ГКО -гипано-кислотная обработка

ГПП - гидратно-парафиновая пробка

ГРП -гидравлический разрыв пласта

ГТМ -геолого-технические мероприятия

КИН -коэффициент извлечения нефти

КПД - коэффициент полезного действия

КРС - капитальный ремонт скважин

МИНХ и ГП им. И.М. Губкина - Московский институт нефтехимической и газовой промышленности имени И.М. Губкина (в настоящее время РГУ им. И.М. Губкина)

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

НКО -нефте-кислотная обработка

НКТ -насосно-компрессорные трубы

ПАВ -поверхностно-активные вещества

ПГИ -промыслово-геофизические исследования действующих скважин

ПЗП - призабойная зона пласта

ПКО -пено-кислотная обработка

ППД -поддержание пластового давления

ПРС -подземный ремонт скважин

ПХГ - подземное хранение газа

СКО -соляно-кислотная обработка

СПО -спуско-подъемные операции

СССР - Союз Советских Социалистических Республик

США - Соединенные Штаты Америки

УСН -установка струйного насоса

УфНИИ - Уфимский научно-исследовательский институт

УЭЦН -установка погружного электроцентробежного насоса

ФЕС -фильтрационно-емкостные свойства

ЦДНГ-цех добычи нефти и газа

ШГН-штанговый глубинный насос

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка

ЭЦН - электрический центробежный насос



Введение

Применение установок струйных насосов впервые было начато на нефтяных месторождениях США в 40-х годах. А в СССР применение струйных насосов началось в 1958 году в Азербайджане. В основном эти насосы использовались для промывки скважин от песчаных пробок.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была разработана установка УЭЦН-УСН, предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа.

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, «НАМ и К⁰», «СОНТЕКС» и др.).

Преимущества струйного насоса заключаются в отсутствии подвижных механических деталей, малой критичностью к содержанию механических примесей и вязкости добываемой жидкости. Применение данных технологий позволяет эксплуатировать сложные геологические объекты (пласты, содержащие высоковязкие нефти, рыхлые коллектора).

Но есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов: высокая цена оборудования (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях); необходимость привлечения для обслуживания персонала высокой квалификации.



1. Геолого-технологические условия Серафимовского месторождения

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

В истории нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 особо выделяются три даты. 16 мая 1932 года из скважины, пробуренной близ деревни Ишимбаево бригадой мастера М.И. Коровинова, ударил фонтан нефти. Ровно через семнадцать лет, весной 1949 года, бригадой мастера А. Джебраилова было открыто крупное нефтяное месторождение, названное Серафимовским. Наконец, в 1952 году, решением Министерства нефтяной промышленности на базе Серафимовского и Константиновского месторождений был создан трест «Октябрьскнефть».

Общие сведения о месторождении

Одним из основных объектов разработки являлось и является Серафимовское месторождение, приуроченное по запасам к крупным. Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности. Схематическая карта представлена на рисунке 1.

Крупнейшими населенными пунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры. В 19 км к северу-западу от Серафимовского расположен город Октябрьский, в 18 км к северу - железнодорожная станция Туймазы и в 24 км к северу-западу - железнодорожная станция Уруссу.

Территория расположения месторождения обладает сравнительно хорошо развитой транспортной сетью и линиями электропередач. Основными путями сообщения являются железная дорога Уфа - Ульяновск с веткой Уруссу - Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутри промысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками: Самсык, Бишинды, Кармалы. Имеется карстовое озеро Кандры-Куль. Речные долины делят территорию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов от нескольких до 10-15 градусов.

Климат района континентальный. Он характеризуется продолжительной морозной зимой с температурой до - 45°С в январе месяце и довольно жарким летом с температурой до + 35 °С в июле месяце. Среднегодовая температура + 3 °С. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные. Максимальная скорость ветра достигает 15-20 м/с. Снежный покров достигает 1,5-2 метра и лежит с ноября по апрель. Глубина промерзания почвы достигает порядка 1,8 метра. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для приготовления кирпича, глинистого раствора и др..Также значительную роль играют залежи пресных вод, содержащихся в верхней части осадочного разреза на глубине до 150-170 м.



1 - Мустафинское; 2 - Нурское; 3 - Амировское; 4 - Михайловское; 5 - Копей-Кубовское; 6 - Туймазинское; 8 - Субханкуловское; 9 - Серафимовское; 10 - Саннинское; 11 - Каргалинское; 12 - Ташлы-Кульское; 13 - Петропавловское; 14 - Солонцовское; 15 - Кальшалинское; 16 - Троицкое; 17 - Стахановское; 18 - Абдулловское; 19 - Суллинское;20 - Ермекеевское; 21 - Илькинское; 22 - Усень-Ивановское.

Рисунок 1 - Схематическая карта. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Серафимовское месторождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.

В его строении принимают участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения; Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.

Леонидовская и Серафимовская структуры почти сливаются, прогиб между ними неглубокий. Константиновская структура отделена от Серафимовской грабенообразным прогибом.

Серафимовское месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д₁пашийского горизонта, средняя глубина залегания пласта - 1690 м.

Пласт Д₁«с» (средний) является основной частью пашийского горизонта, а пласт Д₁«в» (верхний) представлен двумя тонкими невыраженными по площади пропластками. Оба пласта сложены кварцевыми мелкозернистыми песчаниками, переходящими иногда в крупнозернистые алевролиты.

Общая толщина песчано-алевролитовых пород колеблется от 3,2 до 22,0 м. Песчаные коллектора в некоторых скважинах представляют один монолитный пласт, достигающий толщины 19 м.

Отметки ВНК колеблются в пределах 1740-1770 м. Первоначальный режим работы залежи - упруго-водонапорный, текущий - жеско-водонапорный.

Начальное пластовое давление 17 МПа, текущее 15-17 МПа. Пластовая температура 38 ^оС.

По керну пористость коллекторов пласта Д₁«в» составляет 17,1 %, а проницаемость - 0,178 мкм², пористость коллекторов Д₁«с» равна 19%, а проницаемость - 0,25 мкм².

Физико-химическая характеристика пластовой жидкости и газов

Свойства нефти

Изучение свойств пластовых нефтей проводились в лаборатории БашНИПИнефть и в УЦНИПРе. Пробы отбирались по общепринятой методике в пластовых условиях при давлениях выше давления насыщения. Давления насыщения в среднем по пласту Д₁ равно 9,2 МПа, по пласту Д_II - 9,0 МПа, а по пласту Д_IV - 9,75 МПа.

Нефть пласта Д₁ - смолистая, парафинистая, относится к категории легких и подвижных. По пласту Д_II глубинные пробы отобраны только по основной залежи на Константиновской площади. Нефть несколько легче и менее вязкая, чем по пласту Д₁. Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 1-4.

Таблица 1 - Свойства пластовых нефтей

Показатели	Горизонты
	Д1	ДII
Давление насыщения, МПа	9,22	9,00
Удельный объем при Рнас	1,0082	1,0087
Коэффициент сжимаемости	9,83	10,2
Плотность, г/см	0,788	0,779
Вязкость, мПа*с	2,43	1,78
Объемный коэффициент	1,15	1,16
Газосодержание, м3/м3	52,0	51,8

Таблица 2 - Состав пластовой нефти

Компоненты	Содержание
	Д1	ДII
N2	4,46	3,91
CH4	13,29	12,39
C2H6	5,3	7,01
Продолжение таблицы 2
C3H8	8,85	9,62
С4Н10	1,34	1,73
С5Н12	1,09	0,71
С6Н14+ высшее	9,4	8,08



Таблица 3 - Свойства поверхностных нефтей

Показатели	Горизонты
	Д1	ДII
Удельный вес, г/см3	0,853	0,848
Кинематическая вязкость, мм2/с	15	15
Парафина, %	4,46	4,88
Асфальтенов, %	8,9	8,4
Селикогенов, %	8,0	10,9
Серы, %	1,5	1,13

Таблица 4 - Состав поверхностных нефтей

Компоненты	Содержание
	Д1	ДII
C2H6	0,34	0,58
C3H8	2,60	0,70
С4Н10	1,02	1,38
С5Н12	0,91	0,52
С6Н14+ высшее	13,47	12,81

Свойства пластовой воды

На химический состав поверхностных и грунтовых вод оказывает влияние источники, бьющие из отложений татарского, казанского и кунгурского ярусов, выходящих местами на поверхность.

Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми в ней минеральными солями. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J2, NH4, К, Fe. Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см³, в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³, пласта Д_II - 1,1889 г/см³.

На основании проведенных исследований было показано, что при атмосферном давлении в области исследованных температур плотность всех минерализованных вод выше плотности чистой воды, при увеличении давления плотность минерализованных вод возрастает линейно.

Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см³. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Свойства газа

Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9-9,8 %. Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое: 12,9-9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 %.

Содержание редких элементов по пласту Д₁: среднее значение гелия составило 0,068 %, а по пласту Д_II - 0,068 %.

Состав газа приведен в таблице 5.

Таблица 5 - Состав газа, растворенного в нефти

Компоненты	Содержание
	Д1	ДII
N2	12,86	9,9
CH4	34,9	33,94
C2H6	16,48	18,6
C3H8	22,7	21,8
Продолжение таблицы 5
С4Н10	1,6	2,42
nС5Н12	0,73	1,0
nС6Н14+ высшее	3,22	4,2

1.2 Динамика и состояние разработки месторождения

Анализ показателей разработки

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 года. Разработка основного пласта Д₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин - 30 га/скв.

В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Залежи нефти пласта Д₁ на Серафимовском месторождении были разбурены согласно проектам разработки в основном в 1956-1958 годах.

В 1978 году был составлен последний уточненный проект разработки, и предполагалось бурение 34 скважин, из них 14 эксплуатационных, 5 оценочных, 15 резервных оценочных, при общем фонде 618 скважин.

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д₁, Д_II, Д_III, Д_IV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году.

В течение длительного периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 года), затем по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет удельный вес добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта Д₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих

скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 год падает в 10 раз,

а добыча жидкости всего в 1,3 раза (рисунок 2).

Горизонты Д₁ и Д_II отработали по четыре года на естественном водонапорном режиме, затем была реализована законтурная система заводнения. Это позволило обеспечить значительный безводный период разработки.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов закачиваемой в пласт воды по отдельным участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

Несмотря на объективные трудности, заключающиеся в большой разбросанности остаточных запасов по многочисленным месторождениям и по разрезу, низкую продуктивность, большую выработанность по девонским залежам и не большую величину в целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В частности, годовой темп отбора нефти составил 4,09 % от остаточных извлекаемых запасов, что практически равно средней величине нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений нефтегазодобывающего управления «Туймазанефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2005 год по Серафимовскому месторождению - 81 м³/сут. Средний по нефтегазодобывающему управлению «Туймазанефть» - 92,6 м³/сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов для бурения, выбор скважин для внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения.



Рисунок 2 - Динамика показателей разработки АНК БАШНЕФТЬ ООО Башнефть-Добыча НГДУ «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 с 1952 по 2003 год

Анализ фонда скважин

На Серафимовском нефтяном месторождении пробурено 289 скважин, из которых добывающий фонд составляет 246, а фонд нагнетательных скважин - 43 единицы. Характеристика фонда скважин ОЦДНГ-1 представлена в таблицах 6 и 7.

Таблица 6 - Характеристика фонда скважин

Показатели	Количество скважин
Всего действующих	176
Глубиннонасосных	172
Всего бездействующих	6
Прочие из-за отсутствия оборудования	4
В ожидании КРС и в капитальном ремонте	1
Нерентабельные	1
Всего нефтяных скважин	182
Продолжение таблицы 6
В консервации разведочные	1
В консервации нерентабельные	15
Контрольные и пьезометрические	24
Дающие техническую воду	1
В ожидании ликвидации и ликвидированные	27
Всего нагнетательных	39
Действующих	39
Всего пробуренных скважин	289

Таблица 7 - Фонд нагнетательных и добывающих скважин

Фонд добывающих скважин
Действующий фонд	176
ЭЦН	4
ШГН	172
Бездействующие	6
В КРС и ожидании КРС	1
Нерентабельные	1
Прочие	4
Эксплуатационный фонд	182
В консервации	16
В том числе нерентабельные	15
Пьезометрические	22
Ожидающие ликвидации	2
Ликвидированные после бурения	13
Ликвидированные эксплуатационные	9
В том числе наблюдательные	2
Контрольные	24
Итого в фонде добывающих	246
Фонд нагнетательных скважин
Продолжение таблицы 7
Действующий фонд	39
В том числе внутриконтурные	36
Эксплуатационный фонд	39
Ликвидированные	3
Водозаборные	1
Итого в фонде нагнетательных	43
Всего пробуренных скважин	289
Средний дебит
1 добывающая скважина:	19,9
Нефть/жидкость, т/сут	6,1
1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут	9/80,1
1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут	1,7/4,4



2. Обзор технологий по литературной базе

Применение установок струйных насосов впервые было начато на нефтяных месторождениях США в 40-х годах. К 1975 году в скважинах уже работало около 200 струйных насосов с глубиной спуска в диапазоне от 580 до 2900 м и добычей жидкости от 33 до 160 м³/сут..

В настоящее время фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пластов и освоении скважин (фирма «TricoIndustries»), при добыче нефти с высоким газовым фактором и механическими примесями (фирма «DresserIndustries»), при эксплуатации горизонтальных скважин и добыче тяжелых нефтей на морских месторождениях (фирмы «JetProductionSystems», «КОБЕ», «NationalOilWell», «Guiberson») и для очистки скважин от песчаных пробок (фирма «Nowsco»).

Применение струйных насосов в нефтяной промышленности СССР началось в 1958 году в Азербайджане. В основном эти насосы использовались для промывки скважин от песчаных пробок.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М. Губкина была разработана установка УЭЦН-УСН, предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа. В институте были разработаны установки для форсированного отбора жидкости, а также струйные насосные установки с наземным приводом для подъема жидкости из скважин в осложненных условиях эксплуатации (низкие динамические уровни, высокий газовый фактор, наличие механических примесей в добываемой жидкости, гидратообразование). Первые образцы таких

насосов были установлены в скважинах в 1969 году на промыслах

Западной Сибири в НГДУ «Шаимнефть».

В настоящее время разработкой, испытанием и промышленным внедрением насоса данного типа занимаются отечественные фирмы (ОКБ БН, «НАМ и К⁰», «СОНТЕКС» и др.). В качестве примера в таблицах 10 и 11 приведены технические характеристики отечественных УСН и условия их эксплуатации.

Таблица 10- Установка струйных насосов ЗАО "НАМ и К⁰"

Производительность, м3/сут	До 300
Давление рабочей жидкости, МПа	До 20
Давление на выкиде из насоса, МПа	10-26
Коэффициент подмешивания	0,2-1,2
Рабочая жидкость	Нефть, вода, водонефтяная смесь
Максимальная температура, °С	140
Диаметр НКТ, мм	73
Диаметр скважины, мм	146, 168
Диаметр насоса, мм	107
Масса без пакера, кг	50
Длина с пакером, мм	3900
Срок службы, лет, не менее	8
Средняя продолжительность смены струйного аппарата, ч	Не более 3
Внутренний диаметр, мм:
сменной насадки	2-6
сменной камеры смешения	3-8

Таблица 11 -Установка струйных насосов ОКБ БН

Диаметр насоса, мм	90
Глубина спуска, м	До 1000
Расход рабочей жидкости, л/с	1,6-1,85
Давление рабочей жидкости, МПа	8-17
Продолжение таблицы 11
Рабочая жидкость	Нефть, вода
Давление рабочей жидкости у сопла, МПа	4-9
Оптимальное значение подпора инжектируемой жидкости от давления рабочей жидкости у сопла, %	7,5
Коэффициент инжекции	0,56-0,64
Отношение давлений (струйного и поверхностного насосов) 0,498 КПД, %	30,8-31,8



Описание технологического процесса

Освоение скважин струйными насосами - это ответственный технологический процесс по вызову притока из пласта скважины.

Основными задачами является освоение струйным насосом вводных из бурения скважин, добывающих скважин с низкопроницаемыми коллекторами, а также скважин действующего фонда с очисткой призабойной зоны пласта при выполнении ГТМ (кислотные обработки, перфорированные и т.д.) и получения фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Струйный насос в настоящее время является единственным способом

мгновенного создания, непрерывного поддержания, регулирования депрессии и вызова притока.

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Принцип работы всех УСН заключается в следующем. Рабочая жидкость под высоким давлением подается в сопло и истекает с высокой скоростью (до 300 м/с). При этом создается область разрежения и добываемая жидкость через горловину всасывается в диффузор. Диаметр диффузора в несколько раз (4-6) больше диаметра сопла, и поэтому скорость жидкости быстро падает.

В струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.А после происходит обратный процесс перехода кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию ее подъема на поверхность.

Струйный насос имеет рабочие характеристики, подобные характеристикам электропогружного насоса. На рисунке 5 приведен пример таких характеристик, которые зависят от давления в сопле. При заданном размере сопла различным размерам горловины соответствуют разные характеристики. Обычно характеристические кривые довольно пологие, особенно при большом диаметре горловины, что говорит о высокой зависимости между подачей струйного насоса и давлением на приеме или выкиде.

Давление всасывания 3,4 МПа, размер сопла 0,0052 см², расход через сопло 97 м³/сут при давлении 27,6 МПа и 127 м³/сут при давлении 41,4 МПа

Рисунок 5 - Рабочие характеристики струйного насоса

Использование струйных аппаратов позволяет проводить:

- полный комплекс по испытанию скважин за одни СПО, даже при кислотной обработке;

- воздействие на призабойную зону многократными мгновенными депрессиями и репрессиями;

- проведение кислотных обработок призабойной зоны с удалением продуктов реакции;

- закрытие скважины на забое позволяет сократить время на проведение ГДИ и повысить точность определения ФЕС пласта за счет минимизации влияния ствола скважины;

- вызов притока созданием управляемой депрессии любой величины;

- очистку ПЗП от продуктов проникновения буровых и цементных растворов;

- возможность сочетать операции по вызову притока с проведением на забое стандартных замеров методами ПГИ;

- оценка добычных возможностей испытываемых объектов, и изучение характера работы пласта.

Установки струйных насосов обладают рядом существенных преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации:

- простота и компактность скважинного оборудования;

- отсутствие движущихся частей, кабеля и насосных штанг;

- высокая надежность скважинного оборудования, большой межремонтный период работы;

- простота регулирования отбора продукции скважины;

- замена насоса без подземного ремонта;

- подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с рабочей жидкостью;

- доступ на забой без подъема скважинного оборудования;

- создание требуемых депрессий на пласт;

- проведение гидродинамических исследований в скважине и оптимизация отбора жидкости;

- добыча нефти из малодебитных скважин - менее 10 м³/сут (сравнительные данные граничных условий применения различных способов эксплуатации и преимущества УСН приведены в таблицах 10-11);

- минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150 м³/сут;

- эксплуатация скважин в осложненных условиях (высокая температура, высокий газовый фактор, высокое давление насыщения нефти газом, большая вязкость откачиваемой продукции, большая глубина, соле- и парафиноотложения, высокое содержание песка, низкая проницаемость коллектора, нестабильный приток жидкости из пласта, большая кривизна скважины вплоть до горизонтали).

Струйный насос (рисунок 6):

1) Работает по принципу сопла (трубки Вентури);

2) Рабочая жидкость поступает в сопло под высоким давлением;

3) После сопла поток направляется в камеру смешения;

4) Между соплом и камерой смешения происходит резкое падение давления, что приводит к всасыванию пластовой жидкости в насос;

5) Рабочая и пластовая жидкости перемешиваются в камере смешения и замедляют скорость, проходя через диффузор;

6) Скорость потока падает, а давление растет до требуемого напора для подъема жидкости на поверхность;

7) Размеры сопла и камеры смешения определяются при помощи программы подбора струйных насосных установок.

Рисунок 6 - Принцип работы струйного насоса

Часто при морском бурении рабочей жидкостью является морская вода.

Подача рабочей жидкости может осуществляться буровыми насосами. Обычное давление 130-200 атм. Типичная производительность 480-800 мі/сут. Программное обеспечение моделирует размеры сопла и камеры смешения и прогнозирует требования к рабочей жидкости.

Также с помощью струйных насосов применяется закачивание скважин

Рисунок 7 - Стандартное сопло одинарного уплотнения

Факторы, принимаемые во внимание:

1) Безопасность/ограничения;

2) Глубина скважины;

3) Диаметр обсаженного ствола;

4) Размеры трубы;

5) Объем/Количество возмещаемой жидкости;

6) Песочная/Коррозийная среда;

7) Доступность источника питания;

8) Гибкость при осуществлении операций;

9) Стоимость.

Есть и отрицательные стороны при применении струйных насосов: высокая цена оборудования (в 2,2 раза дороже, чем ШСНУ, и в 1,5, чем УЭЦН, при прочих равных условиях); необходимость привлечения для обслуживания персонала высокой квалификации.

Применяемое оборудование и материалы

Основные элементы струйного аппарата (рисунок 8) - сопло (рабочая насадка) и приемная камера с диффузором.

За счет процессов трения рабочее давлениеQ_р смешивается с инжектированным потоком Q_i, и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток. Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешиванияf_c и рабочей насадки f_р меньше четырех.

1 - сопло (рабочая насадка); 2 - приемная камера с диффузором

Рисунок 8- Схема струйного аппарата

Разработка конструкций струйных насосов идет по пути размещения силовых агрегатов в скважине (погружные агрегаты) и на поверхности. Применение погружных агрегатов ведет к уменьшению габаритов установки, снижению ее металлоемкости, повышению КПД. Однако помещение агрегата на устье создает лучшие условия для контроля и регулирования, а также для использования давления столба жидкости в скважине в качестве части рабочего давления. Этим и объясняется тот факт, что преимущественное распространение получили установки с наземными силовыми агрегатами.

Наземное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы (куста) скважин (групповой привод). И содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей.

Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в специальной емкости, либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит поднапорный насос, который производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной

струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двухрядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб).

На рисунке 9 приведены конструкции подземной части оборудования струйных насосов. Все они имеют сходное устройство.

Различаются установки схемой подачи силовой жидкости:

1) в схеме а - она подается по колонне насосно-компрессорных труб и поднимается вместе с добываемой жидкостью по затрубному пространству;

2) в схеме б - силовая жидкость подается по эксплуатационной колонне и поднимается по колонне НКТ;

3) в схеме в- спущена вторая колонна НКТ, и силовая жидкость подается по кольцевому пространству, образованному двумя колоннами труб, а поднимается по центральной колонне.

Все схемы имеют определенные достоинства и недостатки: подъем жидкости по эксплуатационной колонне может привести к ее запарафированию (при добыче высокопарафинистых нефтей), коррозионному и эрозионному ее разрушению; подача силовой жидкости по эксплуатационной колонне может вызвать разрушения последней вследствие создания критических давлений; схемы а и б предполагают применение пакера, монтаж и демонтаж которого часто бывает затруднен; применение дополнительной колонны НКТ (схема в) резко увеличивает металлоемкость установки и не всегда приемлемо из-за небольших диаметральных габаритов скважин.

а - пакерной с обратным расположением струйного насоса; б - пакерной с прямым расположением струйного насоса; в - беспакернойдвухтрубной с прямым расположением струйного насоса.

1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - кожух струйного насоса; 4 - сопло; 5 - пакер; 6 - всасывающие окна; 7 - специальная муфта; 8 - внешняя колонна НКТ

Рисунок 9 - Установки струйных насосов с использованием поверхностного силового привода при компоновке

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рисунок 10). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. «Всасывающая» линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

1 - бурильная колонна; 2 - рабочая насадка; 3 - приемная камера с диффузором; 4 - затрубное пространство; 5 - всасывающая линия

Рисунок 10 - Схема размещения струйного аппарата в скважине



3. Технологическое обоснование работ по эксплуатации и обслуживанию объектов добычи нефти

3.1 Фактические результаты (эффективность) выполненных работ

Техническим результатом от использования скважинной струйной установки является расширение функциональных возможностей скважинной струйной установки.

Скважинная струйная установка содержит колонну труб, на которой установлены последовательно снизу вверх пакер, выполненный с осевым проходным отверстием, и опора, в которой выполнен осевой канал с посадочным местом для установки на него струйного насоса. Причем, в стенке опоры выполнен перепускной канал с установленным в нем обратным клапаном.

Струйный насос включает цилиндрический корпус, на наружной поверхности которого выполнен кольцевой уступ для установки струйного насоса на посадочное место в опоре. А в корпусе выполнены: канал подвода активной среды в сопло струйного насоса; канал подвода в струйный насос откачиваемой из скважины среды; канал отвода смеси сред из струйного насоса; проходной канал с установленным в его верхней части герметизирующим узлом. При этом проходной канал подключен ниже герметизирующего узла к каналу подвода откачиваемой из скважины среды. В герметизирующем узле выполнен осевой канал, с возможностью пропуска через него каротажного кабеля, для установки на нем в скважине ниже струйного насоса каротажного прибора для измерения физических параметров скважины. (Например, давления и температуры. И обработки продуктивных пластов, например, ультразвуком. С возможностью перемещения его вдоль ствола скважины при работающем или неработающем струйном насосе).Канал подвода активной среды в сопло струйного насоса сообщен с перепускным каналом опоры и через последний с окружающим колонну труб пространством. Соосно соплу установлена камера смешения с диффузором, последний со стороны выхода из него через канал отвода смеси сред из струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны труб выше струйного насоса. А диаметр осевого канала опоры ниже посадочного места и не меньше диаметра осевого проходного отверстия пакера.

Анализ работы скважинной струйной установки в условиях НГДУ «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 показал, что есть возможность расширить функциональные возможности скважинной струйной установки путем расширения диапазона работ, которые можно проводить в скважине без подъема струйного насоса на поверхность и установки на струйном насосе дополнительного оборудования.

Скважинная установка дает возможность создавать ряд различных депрессий с помощью струйного насоса в подпакерной зоне скважины с заданной величиной перепада давления. А с помощью каротажного прибора проводить регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и откачиваемой из скважины среды, проводить исследование и испытание скважины, также проводить регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины без использования специально для этого предназначенной функциональной вставки.

Однако в ряде случаев проведения только исследований или обработки продуктивного пласта с помощью каротажного прибора, например, путем обработки продуктивного пласта физическими полями, в частности ультразвуком недостаточно для интенсификации притока из продуктивного пласта.

Выполнение в стенке опоры перепускного канала с обратным клапаном (в сочетании с выполнением диаметра осевого канала опоры ниже посадочного места и не меньше диаметра осевого проходного отверстия пакера) позволяет организовать подачу по колонне труб в продуктивный пласт химических реактивов или жидкости гидроразрыва без использования каких-либо дополнительных приспособлений или функциональных вставок, повысить производительность работ.

А обратный клапан при этом предотвращает поступление закачиваемых в продуктивный пласт сред в заколонноенадпакерное пространство скважины в период их закачки.

При этом важно указанное выше соотношение между диаметрами осевого канала опоры и осевого проходного отверстия пакера. Выполнение диаметра осевого канала опоры ниже посадочного места и не меньше диаметра осевого проходного отверстия пакера необходимо для организации возможности спуска в подпакерное пространство скважины каротажного прибора для обработки пласта физическими полями (указанная выше обработка ультразвуком или, например, создание теплового поля). Так же, и для снижения гидравлического сопротивления как при закачке сред в продуктивный пласт, так и для откачки из продуктивного пласта продуктов его обработки и добываемой из продуктивного пласта среды при создании депрессии на продуктивный пласт.

Одновременно предоставляется возможность контролировать величину депрессии путем управления скоростью прокачки активной рабочей среды. При проведении испытания пластов можно регулировать режим откачки посредством изменения давления активной рабочей среды, подаваемой в активное сопло струйного насоса. В то же время исключена возможность самопроизвольного перетока рабочей среды в подпакерную зону как при работающем, так и при неработающем струйном насосе.

Путем создания импульсной депрессии на продуктивные пласты в сочетании с воздействием на продуктивные пласты, например, ультразвуковыми полями, создаваемыми глубинным прибором, можно проводить работы по интенсификации притока из продуктивных пластов.

Выбор объектов в НГДУ «Туймазанефть» ОЦДНГ-1для применения струйных насосов

Вызов притока свабированием или компрессированием позволяет уверенно испытывать высокопроницаемые пласты.

При компрессорном освоении испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается репрессии вследствие создания избыточного давления, что приводит к поглощению пластом рабочей жидкости, снижая тем самым проницаемость призабойной зоны. При этом регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения компрессором невозможно, к тому же, не всегда представляется возможным обеспечить наличие на объекте компрессорной установки необходимой производительности.

Освоение же скважины свабированием не обеспечивает создание мгновенной контролируемой депрессии на пласт, достаточно трудозатратно (СПО сваба), так же не позволяет при испытании низкопродуктивного объекта добиться стабильного стационарного отбора продукции со снятием дебита и забойного давления, не допустима при определенном характере насыщения пласта.

Ограничением данных методов является сложность вызова притока из малопроницаемых, закольматированных пластов и скважин с низким пластовым давлением.

Вызов притока из пласта указанными методами позволяет испытывать пласты с высоким коэффициентом проницаемости, однако влечет за собой

большие временные, а как следствие, и финансовые затраты.

Наиболее эффективным методом освоения, а так же испытания, пластов, в настоящее время, является применение струйных насосов различных модификаций, который имеет ряд преимуществ:

-Воздействие на пласт многократными, мгновенными, контролируемыми депрессиями и репрессиями. Спуск в скважину трех электронных термоманометров (в корпусе струйного насоса и на контейнере для скважинных преобразователе обеспечивает непрерывный контроль за процессом освоения и испытания);

-Проведение полного комплекса по испытанию скважин за одно СПО, совместно с кислотной обработкой пласта;

-Проведение кислотных обработок призабойной зоны с удалением продуктов реакции;

-Закрытие скважины на забое позволяет сократить время на проведение ГДИ и повысить точность определения ФЕС пласта за счет минимизации влияния ствола скважины;

-Вызов притока и проведение ГДИ созданием управляемой депрессии любой величины;

-Очистку ПЗП от продуктов проникновения буровых и цементных растворов;

-Конструкция струйного насоса позволяет сочетать операции по созданию депрессии с проведением на забое стандартных замеров методами ПГИ;

-Определение характера флюидонасыщения коллекторов, оценка фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с получением гидродинамических параметров по объектам испытания до и после соляно-кислотной обработки интервалов.

Установки струйных насосов также хорошо зарекомендовали себя при эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют дороги, линии энергопередач и возможности осуществления бескомпрессорного газлифта. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

Рассмотрим так же причины, почему в настоящее время применяют струйные насосы в НГДУ «Туймазанефть» ОЦДНГ-1 для освоения скважин:

1) Свабированием: рискованно, ненадежно и грязно.

2) На гибких НКТ - азотом: дорого, необходимо наличие пространства и доступность азота.

3) С помощью УЭЦН: неэкономично, насосы чувствительны к твердым включениям

4) Струйным насосом: низкие затраты, контролируемая депрессия, терпимость к твердым частицам, простое развертывание оборудования

3.2 Обоснование проектных работ

Для расчета повышения эффективности эксплуатации скважин струйными насосами была подобрана добывающая скважина

№3Серафимовской площади(пласт Д₁). Подобранная скважина имеет заниженные дебиты по отношению к окружающим, обладают повышенным скин-фактором, проницаемость колеблется от 0,17-0,3 мкм² при вязкости нефти 2,4мПа·с, что удовлетворяет требованиям подбора скважины для установки в нем струйного насоса.

Струйным насос расположен на глубине 1510 м. Диаметр рабочей насадки аппарата 5 мм, диаметр камеры смешения 8 мм. Расход рабочей жидкости 10 л/c, ожидаемый дебит скважины 360 м³/сут. Плотность рабочего инжектированного и смешанного потоков 1000 кг/м³. Потери давления в колонне и затрубном пространстве соответственно 1,2 и 1,0 Мпа/1000м.

Определить давление закачивания рабочей жидкости насосным агрегатом при освоении скважины струйным насосом.

Решение:

1 Коэффициент инжекции струйного аппарата:

2 Площади характерных сечений струйного аппарата:

3 Безразмерный напор струйного насоса перед вызовом притока (U = 0):

После вызова притока (U = 0,417):

Рисунок 11 - Изменение безразмерного напора струйного насоса

4 Потери давления в колонне и затрубном пространстве:

5 Давление в камере инжекции струйного аппарата. Поскольку ограничений относительно уменьшения давления в подпакерной зоне нет, можно уменьшать давление в камере инжекции до минимально возможного значения p_и=0.

6 Гидростатические давления:

7 Давление агрегата в выкидной линии поверхностного насоса согласно формуле:

На начальной стадии вызова притока:

После вызова притока:

Рисунок 12 - Изменение давления закачивания рабочей жидкости струйным насосом

Метод освоения скважин струйными насосами применим для создания полного диапазона управляемых, плавных депрессий на пласт и более качественной очистки забоя и трещин от твердых частиц и продуктов распада жидкости ГРП до спуска в скважину глубинного насоса.

При использовании данной технологии пласт начинает работать во время промывки -идет добыча. При этом нет вредного влияния на пласт, поглощения растворов.

Освоение скважин струйными насосами намного дешевле освоения азотной установкой или тем более колтюбинговой установкой (гибкой трубой), и если учесть, например, тот факт, что в настоящее время используется большое количество импортных глубинных насосов, количество ремонтов которых после освоения струйным насосом снижается. Применение технологии освоения скважин струйным насосом позволяет значительно сократить количество отказов погружного оборудования.

Использование струйного насоса дает нам также возможность подбора оптимального типоразмера скважинного оборудования под фактическую продуктивность скважины.

Таблица 12-Расчетные значения дебитов для скважины №3 Серафимовской площади (пласт Д₁) после установки в ней струйного насоса

Дата	Дебит по нефти, т/сут	Обводненность, %	Дебит по жидкости,м3/сут
До установки струйного насоса
12.06.2013	1	75	101
02.07.2013	2	86	202
После установки струйного насоса
22.07.2013	3	99	280
11.08.2013	2	100	270
31.08.2013	4	99	260
20.09.2013	5	95	255
10.10.2013	5	97	252
30.10.2013	7	99	250

Из таблицы 12 видно, что скважина №3 Серафимовской площади (пласт Д₁) имела заниженные дебиты.После установки в ней струйного насоса наблюдаемрост дебита по нефти, стабильность для обводненности. Дебит по жидкости в начальный период эксплуатации УСН резко возрастает, а потом так же наблюдается стабильность с неплохим результатом.

Так же после установки УСН наблюдаются восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта, главным образом за счет увеличения её проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижение темпов обводнения добывающих скважин. Благодаря струйному насосу в данной скважине №3 Серафимовской площади произвелась качественная очистка забоя и трещин от твердых частиц и продуктов распада жидкости ГРП.

Техника безопасности при проведении технологических операций

Перед началом СПО мастер бригады (а в его отсутствии старший оператор ПРС или бурильщик КРС) должны осмотреть: механизмы и инструмент; рабочее место вахты; талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного «мертвого» конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к «мертвякам», работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.

Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.

Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов.

Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:

- рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском;

- подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска;

- элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих;

- нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец;

- для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки;

- посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно;

- при спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку;

- на скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе;

- при подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону;

- при спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти;

- при спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструмента...