Содержание к диссертации
Введение
1 Влияние вязкости добываемой нефти на эффективность работы скважин, оборудованных штанговыми установками 7
1.1 Структура фонда добывающих скважин на месторождениях РФ 7
1.2 Осложнения при добыче вязких нефтей и водонефтяных эмульсий 10
1.3 Процесс эмульгирования и типы водонефтяных эмульсий 15
1.4 Устойчивость водонефтяных эмульсий и их влияние на пусковые нагрузки УСШН 23
Выводы 30
2 Разработка методики определения вязкости водонефтяных эмульсий в стволе скважины 1
2. 1 Экспериментальные и аналитические методы определения вязкости водонефтяных эмульсий 31
2.2 Разработка методики расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий с использованием результатов динамографирования 43
2.3 Область применения методики расчета эффективной вязкости для неньютоновских жидкостей 57
Выводы 62
3 Методика построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий 63
3.1 Оценка адекватности предлагаемой методики расчета эффективной вязкости эмульсий 63
3.2 Методика построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин, оборудованных УСШН 67
3.2 Оценка ожидаемой экономической эффективности от внедрения методики 74
Выводы 76
4 Технические средства для повышения эффективности работы УСШН 78
4.2 Влияние процесса старения водонефтяной эмульсии на силы гидродинамического трения в кольцевом пространстве НКТ 78
4.3 Разработка пневмокомпенсатора, позволяющего уменьшить нагрузки в период пуска скважины после длительной остановки 84
4.4 Влияние длины плунжера штангового насоса на энергоемкость подъема вязких нефтей 89
Выводы 96
Выводы 96
Список использованной литературы 99
- Осложнения при добыче вязких нефтей и водонефтяных эмульсий
- Экспериментальные и аналитические методы определения вязкости водонефтяных эмульсий
- Оценка адекватности предлагаемой методики расчета эффективной вязкости эмульсий
- Влияние процесса старения водонефтяной эмульсии на силы гидродинамического трения в кольцевом пространстве НКТ
Введение к работе
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается тенденция к увеличению объемов добычи трудноизвлекаемых ресурсов, к которым относятся высоковязкие нефти. При этом на территории Российской Федерации сосредоточено более 75 % мировых залежей вязких нефтей.
Повышение вязкости нефти ведет к усложнению процессов ее добычи. В скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, рост сил трения приводит к снижению минимальной и возрастанию максимальной нагрузки и увеличению амплитудных значений напряжений в штангах, в результате чего повышается количество обрывов штанг и энергопотребление на подъем нефти. Кроме того, при высокой вязкости нефти значительно снижается коэффициент подачи насоса. В интервале обводненности 30-75 %, когда вязкость эмульсии максимальна, наблюдается снижение коэффициента подачи на 10-15 % по сравнению с работой насоса на безводной нефти.
Для качественного проектирования механизированной добычи нефти необходимо располагать конкретными значениями вязкости водогазонефтяных эмульсий в насосно-компрессорных трубах. Сложность определения вязкости эмульсий в том, что^ факторы, влияющие на нее, изменяются по мере продвижения продукции к устью скважины. Например, содержание воды в нефти на устье и на приеме насоса отличается, из-за разности скоростей подъема нефти и воды. Вследствие изменения обводненности и других параметров, вязкость эмульсии меняется по глубине скважины, что достаточно осложняет определение величины вязкости.
Поэтому необходимо разработать аналитический способ определения эффективной (осредненной по длине НКТ) вязкости водонефтяных эмульсий.
Целью работы является повышение межремонтного периода работы штанговых установок в скважинах с высоковязкими нефтяными эмульсиями путем разработки методик, позволяющих адекватно учитывать силы гидродинамического трения на стадии проектирования технологического режима работы скважины, и технических средств, снижающих негативное влияние вязкости.
Задачи исследования
Провести анализ влияния вязкости эмульсий на технико-экономические показатели работы скважинных штанговых насосных установок.
Разработать методику расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по динамограмме, применимую для наклонно направленных скважин, оборудованных штанговыми насосами, и не требующую проведения специальных экспериментов.
Разработать методику построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин конкретного месторождения, оборудованных штанговыми установками.
4 Разработать подземное оборудование для скважин с высоковязкими эмульсиями, позволяющее увеличить межремонтный период и уменьшить число аварийных ситуаций в период пуска.
Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 112 наименований, 4 приложений; содержит 109 страниц машинописного текста, в том числе 41 рисунок, 10 таблиц.
Осложнения при добыче вязких нефтей и водонефтяных эмульсий
В связи с образованием в стволе скважин водонефтяных эмульсий обратного типа, обладающих высокими значениями вязкости и большой устойчивостью, возникает множество осложнений в период эксплуатации скважины. Среди таких осложнений: 1) снижение межремонтного периода (МРП) работы скважин из-за обрывов штанг в УСШН в результате увеличения сил трения в подземном оборудовании, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружных электродвигателей (ПЭД) [38, 86, 75, 61, 47, 6]. В целом МРП скважин может снизиться в 2 раза и более. Причем наиболее сильное снижение МРП происходит в интервале обводненности 0,45-0,75, т.е. при наибольшей вязкости эмульсии [59, 86]. По данным на январь 2008 ООО «РН-Пурнефтегаз» средний МРП для штанговых насосов в соответствии с данными статистического анализа за 2006 и 2007 годы составил 280 суток. Процентное соотношение причин отказов УСШН в ООО «РН-Пурнефтегаз» в 2006 и 2007 году показано на рисунке 1.2 [25]. В [59] авторами исследована зависимость обрывности штанг в скважинах Арланского месторождения от величины обводненности добываемой нефти. Из рисунка 1.3 видно, что наибольшее число аварий наблюдается в интервале обводненности 40-80 %, то есть при повышенных значениях вязкости. 2) Снижение производительности установок вследствие неполного заполнения насоса и больших растягивающих нагрузок на штанги, а также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН [59, 86]. 3) Повышение давления нагнетания рабочей жидкости в гидропоршневых насосных агрегатах (ГПНА). При обводнении нефти Русского месторождения в Западной Сибири на 30% вязкость эмульсии возрастает в 5-Ю раз. При этом снижается коэффициент подачи установки из-за увеличения деформации штанг и на 10-15% падает КПД установки. Обводнение нефти Арланского месторождения приводило к увеличению вязкости жидкости на устье скважин, оборудованных УСШН, до 600-700 мПас Максимальные значения нагрузок возросли на 20,8%, а минимальные значения снизились на 37,2%. Значения напряжений в штангах возросли по сравнению с периодом откачки безводной нефти на 17,1% (43-мм насосы) и 60,2% (55-мм насосы) [86].
При любом способе добычи, кроме винтовых насосов, повышение вязкости отрицательно сказывается на работе насосного оборудования. Рассмотрим более подробно каждый из этих способов.
В скважинах, оборудованных УСШН, меняется соотношение между статическими и динамическими нагрузками, действующими на колонну штанг. Силы инерции при этом трансформируются в силы гидродинамического трения колонны штанг, и их значения могут значительно превышать значения динамической нагрузки инерционной природы. Рост сил трения и увеличение амплитудных значений напряжений в штангах может привести к снижению минимальной и возрастанию максимальной нагрузки [86].
В [86] сопоставлена аварийность оборудования НГДУ «Арланнефть» путем проведения анализа усредненных показателей нагрузок и соответствующих им напряжений в штангах. Фонд скважин был подразделен на многообрывную и малообрывную группы с числом обрывов штанг в год более 3 и менее 1 соответственно. Обводненность первой группы скважин была в интервале 0,47-0,75, то есть такой, при которой вязкость максимальна, а второй группы в интервалах 0,11-0,46 и 0,74-0,89. Были сопоставлены усредненные показатели максимальных (Ртах) и минимальных (Рщ нагрузок, приведенных (апр) и амплитудных (аа) напряжений, а также динамических составляющих нагрузок при ходе вверх (Рдин в) и вниз (Рдин н). В результате авторами было показано, что высокая вязкость заметно увеличивает число обрывов штанг при одинаковых технологических режимах откачки [86]. Также в [86] был проведен анализ влияния обводненности нефти на надежность глубиннонасосных штанг в скважинах «Южарланнефть», где имеется большой фонд механизированных скважин, и обводненная нефть обладает высокими значениями вязкости. На рисунке 1.4 (а - для условно вертикальных скважин, б - для наклонных скважин) показана зависимость средней наработки штанг на отказ от обводненности нефти.
Видно, что количество циклов работы штанг до отказа принимает минимальное значение при обводненности 60% для вертикальных и 50% для наклонно направленных скважин.
Существует еще один параметр, изменение которого чрезвычайно зависит от значения вязкости. Это - суточная производительность штанговых насосов. В связи с ростом амплитудных значений сил сжатия и растяжения, резко снижается коэффициент подачи насосов [86, 94]. В интервале обводненности В = 0,45-0,75 для насосов разного диаметра наблюдается снижение коэффициента подачи ц на 10-15% по сравнению с работой насоса на безводной нефти (рисунок 1.5 )[86].
Этими же авторами было показано, что наибольшее влияние на коэффициент подачи насоса имеет обводненность нефти, меньшее влияние оказывает глубина подвески насоса, затем длина хода и число качаний, а также диаметр насоса. Таким образом, можно сделать вывод, что.эмульсация нефти существенно снижает подачу из-за роста вязкости добываемой нефти. Таким образом, повышение вязкости нефти сужает область применения УСШН [8, 42, 40]
Что касается УЭЦН, то высокая вязкость также является причиной снижения коэффициента подачи ЭЦН, который определяется как отношение фактической подачи к номинальной. Важно отметить, что при достижении значения вязкости 300 мПа-с, коэффициент подачи стремится к нулю. В свете вышесказанного можно сделать вывод, что применение УЭЦН ограничено. На практике установки ЭЦН применяются на месторождениях с вязкостью нефти до 60-70 мПа-с. Причем в диапазоне вязкости 30-70 мПа-с обводнение нефти и образование тонкодисперсных структур эмульсий значительно снижает эффективность их применения.
Экспериментальные и аналитические методы определения вязкости водонефтяных эмульсий
Выполнен обзор существующих корреляций для расчета вязкости водонефтяных эмульсий. Анализ показал, что известными методами можно воспользоваться для определения вязкости эмульсий при конкретных значениях температуры, давления, газонасыщения и других факторов, влияющих на величину вязкости. Это значит, что возможно рассчитать вязкость на данном участке глубины скважины, однако не представляется возможным выполнить расчет осредненной вязкости, значение которой можно использовать при проектировании механизированной добычи нефти. Кроме того, известные методики не учитывают эмульгирующего влияния муфт и штанг, которые, однако, заметно изменяют дисперсность эмульсии, и, следовательно, ее реологические свойства. 2. Разработана аналитическая методика для определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных УСШН, использующая данные промысловой динамограммы и параметры технологического режима. 3. Область применения методики охватывает нефти, обладающие ньютоновскими свойствами, а также скважины неньютоновских нефтей, работающих в широком диапазоне режимных параметров. С помощью описанной методики были проведены расчеты эффективной вязкости для выборки скважин Тарасовского (пласты БП 14 и БП 10-11) ООО «РН-Пурнефтегаз» и Гремихинского месторождения ОАО «Удмуртнефть» (пласт Бш). Исследовалась зависимость вязкости водогазонефтяной эмульсии от величины средней обводненности скважины. Для расчета использовались параметры технологического режима каждой скважины, данные о компоновке штанговой колонны, оцифрованные инклинограммы, а также физико-химические свойства добываемой нефти. Проводился анализ динамограмм скважин для определения минимальной нагрузки, действующей на колонну штанг при ходе вниз. При увеличении вязкости добываемой продукции В [84] показано, что при одних и тех же параметрах работы насосной установки в зависимости от числа двойных ходов полированного штока существуют различные области проявления экстремальных нагрузок. На рис. 3.1 показано три типа динамограмм. Каждая из них характеризует область существования определенного режима работы насосной установки. Из динамограммы на рис. 3.1 (а) видно, что при откачке маловязких жидкостей верхние сечения штанговой колонны испытывают два ярко выраженных экстремума как при ходе вверх, так и при ходе вниз. Причем экстремумы в обоих случаях проявляются после окончания периода начальной деформации и вызваны началом движения жидкой колонны и нижнего конца колонны насосных, штанг. Динамограмма рис. 3.1(6) снята при откачке вязкой водонефтяной эмульсии на тихоходном режиме; так же, как и в первом случае, она показывает существование двух экстремумов. Однако в этом случае оба экстремума смещаются к середине хода штанг и определяются силами гидродинамического трения. Динамограмма, приведенная на рис. 3.1 (в), снята при прочих равных условиях с предыдущей, изменено лишь число качаний. Из рисунков видно, что увеличение числа качаний влечет за собой изменение характера динамограмм. Экстремум при ходе вверх проявляется между концом периода начальной деформации и моментом действия максимальной скорости движения штанг и определяется суммой сил инерции и гидродинамического трения в момент действия максимума инерционной нагрузки. При ходе вниз экстремум проявляется в середине хода штанг и определяется силами гидродинамического трения. Пример действительной динамограммы скважины № 1077 Тарасовского месторождения приведен на рисунке 3.2. Известно, что при увеличении содержания воды в эмульсии ее вязкость сначала резко возрастает, а потом падает. Это объясняется инверсией фаз, которая происходит при определенной степени обводненности, когда частицы дисперсной фазы становятся плотно прижатыми друг к другу и сливаются в сплошную среду. Кроме того, если эмульсия содержит газ, то обращение фаз имеет место при меньшем содержании воды, поскольку газ выполняет роль дисперсной фазы, и это приводит к тому, что частицы дисперсной фазы становятся более плотно прижатыми друг к другу [38, 39]. Численные значения исследуемой величины сравнивались с соответствующими значениями вязкости нефти скважин Гремихинского месторождения, полученными экспериментальным путем и опубликованными в [70]. На рисунке 3.3 точками отмечены значения вязкости, полученные экспериментальным путем, а сплошная линия построена на основе расчетных значений вязкости. Из рисунка видно, что характер зависимости экстремальный, причем наибольшее значение вязкость принимает в интервале обводненности 40-50%, что хорошо согласуется с известными данными.
Оценка адекватности предлагаемой методики расчета эффективной вязкости эмульсий
Таким образом, аппроксимировав полученные значения вязкости уравнением (4.3) и решив задачу (4.4), была построена зависимость силы трения, действующей на подземное оборудование, от времени, прошедшего после запуска скважины в работу.
Сила сопротивления в первые пять минут снижается наиболее значительно, а по прошествии тридцати минут — практически не меняется. Это объясняется тем, что большинство связей в структуре, образованной при старении во время останова скважины, разрушается в первые несколько минут работы.
При таком значительном росте силы трения в период пуска скважины в работу наблюдается огромное количество аварий, в частности, обрыв штанг и колонны НКТ. При этом определяющая роль принадлежит закону изменения скорости движения жидкости в кольцевом пространстве НКТ, а значит, и нагрузок на оборудование, который носит пульсационный характер.
В целях уменьшения вероятности обрыва штанг и НКТ за счет снижения действия пускового момента и пульсаций давления на НКТ в России и за рубежом нашли применение пневмокомпенсаторы - газовые камеры, являющиеся аккумуляторами энергии сжатого газа при повышении давления в НКТ, сообщенные с полостью НКТ [86]. Суть работы пневмокомпенсатора заключается в том, что выше места его установки выравнивается скорость и давление жидкости и амплитуда нагрузок уменьшается за счет того, что закон изменения скорости откачки, а, следовательно, и давления, становится не гармоническим, а равномерным.
Во всех применяемых в настоящее время пневмокомпенсаторах заполнение газовых камер осуществляется либо нагнетанием воздуха компрессором с поверхности, либо сепарируемым из нефти газом.
В данной работе предлагается на колонну НКТ установить пневмокомпенсаторы, в газовые полости которых производится закачка газа компрессором до спуска оборудования в скважину. Таким образом, пневмокомпенсатор опускается в скважину уже готовый к работе. Конструкция пневмокомпенсатора описана ниже.
На рисунке 4.5 схематично представлен общий вид скважинной штанговой насосной установки, на рисунке 4.6 -общий вид компенсатора.
Пневмокомпенсатор представляет собой патрубок, образующий камеру, причем камера выполнена в виде коаксиальной трубы, внутри которой также коаксиально размещена эластичная перегородка, образующая вместе с наружной трубой герметичную рабочую камеру. В верхней части рабочей камеры установлен подпружиненный клапан. Труба, расположенная с внутренней стороны эластичной перегородки, перфорирована через равные промежутки как в осевом, так и в радиальном направлении. Пневмокомпенсаторы крепятся снизу при помощи переводника, а сверху -посредством переводника с клапаном.
Предлагаемые пневмокомпенсаторы работаютописанным ниже способом. В момент запуска установки плунжером насоса страгивается лишь тот столб жидкости, который находится между плунжером и первым снизу пневмокомпенсатором в колонне НКТ, после чего жидкость через перфорированную стенку труб в области компенсатора попадает в рабочую камеру компенсатора, где под ее давлением прогибается эластичный элемент. Одновременно происходит разрушение структуры жидкости на данном участке, вследствие чего вязкость нефти уменьшается. Давление газа в указанной выше полости растет, и после того, как оно достигнет предельной величины, страгивается следующий участок жидкости в колонне насосных труб.
Расположение нескольких пневмокомпенсаторов по глубине скважины позволяет устранить пульсационный характер изменения давления в колонне и облегчить запуск глубинного оборудования в работу. Таким образом, достигается снижение нагрузки на штанги и колонну НКТ, что позволяет уменьшить вероятность их обрыва при пуске в работу скважины с вязкой парафинистой нефтью. 4.4 Влияние длины плунжера штангового насоса на энергоемкость подъема вязких нефтей Вязкость продукции, помимо величины зазора между плунжером и цилиндром, диаметра и длины плунжера определяет развиваемый штанговым насосом напор. Регулируемыми параметрами являются величина зазора и длина плунжера. Неоправданно большая длина плунжера - это дополнительные силы трения, износ, расход высоколегированной стали на изготовление плунжера и цилиндра. Между тем, длины плунжеров по ОСТ 26-16-06-86 выпускаются лишь трех размеров: 1200, 1500 и 1800 миллиметров для напоров 1500, 2000 и более 2000 метров соответственно [87]. В зависимости от зазора между плунжером и цилиндром, насосы разделены на четыре категории, которые называются группами посадки. Согласно ОСТ 26-16-06-86 принято следующее деление насосов: 0 - зазор до 0,045 мм; 1 - зазор от 0,01-0,06 мм; 2 - зазор от 0,06-0,11 мм; 3 -зазор от0,11-0,17 мм; На практике насосы второй группы посадки эксплуатируются наиболее часто, поскольку насосы с нулевой и первой группой посадки получили меньшее распространение во избежание заклинивания, а насосы третьей группы - в связи с большими утечками откачиваемой жидкости. В зависимости от вязкости нефти наиболее доступна для регулирования длина плунжера. Методика расчета необходимой длины плунжера в зависимости от вязкости добываемой нефти до сих пор отсутствует.
Влияние процесса старения водонефтяной эмульсии на силы гидродинамического трения в кольцевом пространстве НКТ
Для оценки в первом приближении экономической эффекта от проведения оптимизации подбора погружного оборудования рассмотрим увеличение МРП УСШН за счет снижения причин отказов по причинам обрыва и отворота штанг. Эти причины в первую очередь вызваны превышением максимально допустимых нагрузок для насосных штанг, в том числе нагрузок, обусловленных влиянием вязкости добываемой водонефтегазовой смеси. По данным расследований причин отказов УСШН в ООО «РН-Пурнефтегаз» в 2006 и 2007 годах, обрыв или отворот штанг составляют значительную долю (19% и 13% соответственно) от общего числа отказов (рисунок 3.9). При этом следует отметить, что в Объединении глубина спуска штанговых насосов в подавляющем большинстве скважин не превышает 1500 м, — при больших глубинах подвески указанные цифры выросли бы еще заметнее.
Обратимся к исследованию изменения годового прироста NPV (Net Present Value) - разности между приведенной (дисконтированной) стоимостью притока и оттока денежных средств - для «среднестатистической» скважины ООО «РН-Пурнефтегаз», оборудованной УСШН. Величина этого критерия находится как сумма дисконтированных разностей между ежегодными потенциальными валовыми доходами и расчетными годовыми затратами на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта на всем протяжении срока его службы. Если значение этого показателя положительное, то прибыльность проекта выше возможной стоимости капитала (проект целесообразен) [30]. По данным на январь 2008 года число скважин УСШН «в работе» составляло 310 единиц со средними дебитами жидкости и нефти 14,6 м3/сут и 5,0 т/сут. Средний МРП для штанговых насосов в соответствии с данными статистического анализа за 2006 и 2007 годы составил 280 суток [25].
Будем считать, что внедрение методики позволяет сократить число только тех отказов, которые вызваны отворотами и обрывами штанг. Полагая, что в среднем их доля от общего числа отказов равна 16% (среднее арифметическое между фактическими процентными долями в 2006 и 2007 годах), нетрудно рассчитать МРП для УСШН, когда нам удастся снизить число таких отказов на к процентов:
Из (13) следует, что максимальное значение межремонтного периода в этом случае составит 280/0.84 = 333Суток.
На рисунке 3.10 показано изменение NPV за один год для штанговых насосных установок в исследуемом интервале значений МРП. Максимальный рост NPV при отсутствии отказов по причине отворота и обрыва штанг для «среднестатистической» скважины ООО «РН-Пурнефтегаз», оборудованной УСШН, составляет 86,2 тыс. руб [25]. Эта цифра может служить лишь приблизительным ориентиром для оценки экономической эффективности от внедрения методики, поскольку предполагает, что нам удастся полностью исключить вышеназванные причины остановок штанговых насосов. С другой стороны, существует группа скважин, на которых МРП по этим причинам намного меньше среднего значения, и для них хотя бы частичное сокращение числа обрывов штанг будет приводить к значительно большему увеличению NPV. 1. В данной главе была оценена адекватность методики определения эффективной вязкости обводненной нефти путем сравнения значений эффективной вязкости, рассчитанных с помощью предлагаемой методики с данными, полученными экспериментальным путем. 2. Произведена оценка экономического эффекта от внедрения методики. 3. Предложена методика составления карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий, которую возможно использовать для расчета и прогнозирования минимальной нагрузки. 4. Расчеты показали, что погрешность такого расчета не превышает 8% в интервале вязкости 0-1200 мПа-с. Кроме того, тем самым еще раз подтверждается адекватность разработанной во второй главе методики определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий.
4 Технические средства для повышения эффективности работы УСШН В процессе добычи высоковязких нефтей движение жидкости в колонне НКТ приобретает гармонический характер, при этом в середине хода достигается наибольшее значение нагрузки. Следствием этого является высокое число аварий, связанных с обрывом труб и штанг. Кроме того, возрастает сила трения в плунжерной паре насоса, что ведет к повышенным и неоправданным энергозатратам. 4.2 Влияние процесса старения водонефтянои эмульсии на силы гидродинамического трения в кольцевом пространстве НКТ Особенно большое количество осложнений возникает в период пуска скважины в работу вследствие образования структуры в эмульсии, обусловленной содержанием в нефтяной фазе парафинов, смол и асфальтенов. При ходе колонны вниз происходит зависание штанг с последующим возникновением удара при ходе вверх, в таком режиме скважина работает несколько минут. Однако в последующие дни амплитуда нагрузок остается очень высокой, и с большой вероятностью можно ожидать аварии если не в первые минуты работы, то в последующие несколько дней [86]. Если известен характер изменения вязкости со временем старения нефтяной эмульсии или, наоборот, в период релаксации (разрушения структуры), то рассчитать силы гидродинамического трения предлагается следующим образом. Для упрощения решения задачи примем, что движение штанг подчиняется квазистатическому режиму при ламинарном течении жидкости, то есть, штанги движутся с постоянной скоростью, а скорость жидкости не превышает скорость движения штанг.
