Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ литературных источников и постановка задач исследований 10
1.1. Анализ существующих систем и технологий вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт 10
1.1.1 . Основы вибрационного воздействия на нефтегазовый пласт 12
1Л .2. Распределение колебаний в нефтегазовом пласте 14
1.1.3. Реагирование призабойной зоны пласта на вибросейсмическое воздействие 16
1.1.4. Повышение нефтеотдачи пласта при вибросейсмическом воздействии. 17
1.1.5. Опыт применения технологии вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт с земной поверхности 22
1.1.6. Опыт применения технологии внутрискважинного вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт 26
1.2. Погружные насосно-эжекторные системы, применяемые при добыче нефти 30
1.2.1. Устройство и принцип действия насосно-эжекторной системы «Тандем » 32
1.2.2. Область применения насосно-эжекторной системы «Тандем» 34
1.2.3. Анализ результатов промышленного внедрения насосно-эжекторной системы «Тандем» на основе ранее опубликованных работ 37
1.3. Основные задачи исследований 39
ГЛАВА 2. Разработка и стендовые исследования технологии вибросейсмического воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из возбуждающей скважины 41
2.1. Разработка технологии вибросейсмического воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из возбуждающей скважины 41
2.2. Экспериментальный стенд для проведения исследований вибросейсмической установки 43
2.3. Методика расчета параметров работы подъемного устройства вибросейсмической установки 48
2.4. Методика проведения испытаний и обработки полученных результатов.57
2.5. Анализ результатов стендовых испытаний вибросейсмической установки 71
Выводы к главе 2 76
ГЛАВА 3 . Результаты промышленных исследований 77
3.1. Промышленные исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» на Лугинецком месторождении ОАО «Томскнефть» 77
3.2. Внедрение насосно-эжекторных систем «Тандем» на Приразломном месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» 85
3.3. Особенности эксплуатации насосно-эжекторных систем «Тандем» на Мамонтовском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз». 89
3.4. Борьба с вредным влиянием свободного газа на работу насосно-эжекторных систем «Тандем» на Гаршинском месторождении НГДУ «Южоренбургнефть» 95
3.5. Промысловые испытания технологии вибросейсмического воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из возбуждающей скважины Ромашкинского месторождения НГДУ «Азнакаевскнефть» 99
3.6. Методика построения совместных напорных характеристик различных типоразмеров электроцентробежных и струйных насосов на основе проведенных промысловых испытаний насосно-эжекторной системы «Тандем».. 101
Выводы к главе 3 110
ГЛАВА 4 . Исследование характеристик струйного аппарата при нагнетании в сопло газожидкостной смеси 113
4.1. Схема погружной насосно-эжекторной системы при расположении струйного аппарата выше динамического уровня скважины 114
4.2. Теоретическое обоснование и расчет геометрии проточной части струйного аппарата при нагнетании в сопло газожидкостной смеси 117
4.3. Схема экспериментального стенда для испытаний струйного аппарата. 130
4.4. Методика проведения стендовых испытаний и обработки полученных результатов 132
4.5. Результаты стендовых исследований и практическая реализация струйного аппарата при нагнетании в сопло газожидкостной смеси 137
Выводы к главе 4 147
ГЛАВА 5. Разработка технических средств и современных способов вибро сейсмического воздействия на пласт и добычи нефти в осложненных условиях эксплуатации скважин с использованием погружных насосных и насосно-эжекторных систем 148
5.L Технология совместной эксплуатации электроцентробежного насоса, газосепаратора и струйного аппарата с вибросейсмическим устройством для воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из возбуждающей скважины 149
5.2. Технология совместной эксплуатации системы беспакерной компоновки гидроструйного насоса с вибросейсмическим устройством для воздействия на пласт при одновременной добыче нефти из возбуждающей скважины 152
5.3. Технология вибросейсмического воздействия на призабойную зону нагнетательной скважины 156
Заключение 159
Литература 162
Приложение 177
- . Основы вибрационного воздействия на нефтегазовый пласт
- Устройство и принцип действия насосно-эжекторной системы «Тандем
- Экспериментальный стенд для проведения исследований вибросейсмической установки
- Промышленные исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» на Лугинецком месторождении ОАО «Томскнефть»
Введение к работе
Проблема увеличения степени извлечения нефти и газа из недр и интенсификации их добычи является очень актуальной задачей, особенно на сегодняшний день, когда значительно увеличивается фонд простаивающих эксплуатационных скважин, происходит коммерциализация научных учреждений нефтяного комплекса и существенно снижается доля фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.
Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3 или 65% /109/. Поэтому все больше возрастает значимость технологий, способных эффективно вести добычу нефти в осложнённых условиях при использовании погружных насосных и насосно-эжекторных систем, что и является основной целью данной работы.
Поставленная цель достигается путем тщательного исследования и обобщения литературных источников; более точного исследования в области разработок совместных технологий повышения нефтеотдачи пластов -вибросейсмическое воздействие и добычи нефти в осложнённых условиях -погружные насосные и насосно-эжекторные системы; проведения экспериментальных, промысловых испытаний и внедрении данных технологий в серийное производство.
Осложнения при эксплуатации нефтяных месторождений являются актуальной проблемой для нефтяников и обусловлены они, как правило, различными факторами эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Во-первых, они связаны со сложным физико-геологическим
7 строением залежи месторождений, например с низкой проницаемостью и неоднородностью коллекторов, низким пластовым давлением, большой глубиной залегания продуктивных пластов, проявлением капиллярных сил, которые препятствуют вытеснению нефти из части пор микронеоднородной пористой среды и др. Во-вторых, это существенное падение, часто полное прекращение отбора нефти из добывающих скважин или закачки воды в нагнетательные скважины, связанное с накоплением загрязнителей на основных фильтрационных полях и ухудшением фильтрационных характеристик призабойных зон скважин в процессе эксплуатации. Сюда же следует отнести сложности обеспечения закачки воды при переводе скважин из фонда добывающих в нагнетательные /110/.
В-третьих, это высокая обводнённость добываемой продукции из скважин, часто обусловленная лишь прорывом воды по высокопроницаемому интервалу пласта или пропластку, но приводящая к остановке скважин из-за нерентабельности их дальнейшей эксплуатации /ПО/, неблагоприятное соотношение подвижностей вытесняющей и вытесняемой жидкостей /54/.
Наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи пластов на сегодняшний день являются вибрационные и акустические технологии, способные учитывать эти тенденции. В зависимости от технологии и применяемых технических средств вибрационные и акустические методы могут быть предназначены для решения основных задач:
повышения продуктивности эксплуатационных и нагнетательных скважин, в которых применение традиционных методов оказывалось технически невозможным или малоэффективным;
увеличения нефтегазоотдачи из обводнённых малопродуктивных пластов /54/.
Колебательные технологии повышения продуктивности скважин наиболее популярны вследствие своей относительной простоты и дешевизны. В их основе лежат различные способы передачи энергии от скважинных источников колебаний в пласт по скважинной жидкости. Из-за сильного
8 затухания колебаний в жидкости акустический способ передачи энергии приводит к затуханию колебаний уже на расстоянии до 1 метра от стенок скважины. Однако этого вполне достаточно для эффективной очистки стенок скважин и призабойной зоны от кольматирующих веществ. Кроме того, под действием колебаний устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды, инициируется фильтрация флюидов в низкопроницаемых зонах и повышается охват пласта как по толщине, так и по простиранию. В малопроницаемых пластах при достижении достаточно больших импульсов давления возможен также и гидроразрыв пласта /54/.
Для реализации процесса вибросейсмического воздействия по известным технологиям, необходимо прекращать добычу в воздействующей скважине. Основной задачей диссертационной работы является совершенствование технологии вибросейсмического воздействия, путём разработки технологии вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт при добыче нефти из возбуждающей скважины, а также воздействие на призабойную зону нагнетательной скважины с одновременной закачкой рабочей жидкости в реагирующую скважину. Автором разработаны технические средства и проведён комплекс стендовых и промысловых исследований для совместных процессов вибросейсмического воздействия и эксплуатации скважин в осложнённых условиях.
Во многих нефтегазовых районах скважины, оборудованные УЭЦН, работают крайне неэффективно из-за: тяжёлого вывода на стационарный режим, вредного влияния свободного газа на работу ЭЦН, нестационарности процесса разработки месторождений и других факторов. Многие скважины эксплуатируются в периодическом режиме или вообще находятся в бездействии /11, 12, 47, 48, 125/. Преодолеть эти проблемы, связанные в первую очередь с тяжёлым освоением скважин и нестационарной эксплуатацией, позволяет применение погружных насосно-эжекторных систем, а в частности, созданная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений - насосно-
9 эжекторная система «Тандем» /62, 70, 71/. В низкопродуктивных скважинах целесообразно применение беспакерной компоновки гидроструйного насоса /124/.
Автором разработана новая насосно-эжекторная технология добычи нефти и проведены стендовые исследования характеристик струйного аппарата при откачке газа из затрубного пространства, струёй газожидкостной смеси. Данная система позволит снизить отказы ЭЦН вследствие прорывов свободного газа из пласта, снизить кустовые давления в системе сбора, предотвратить замерзание обратного клапана на устьевой арматуре, в зимний период эксплуатации, позволит снизить выпадение парафина в зоне парафинообразования, а также одновременно эксплуатировать скважину и воздействовать на пласт совместно с вибросейсмическим воздействием.
В результате диссертационных исследований автором были изучены реальные условия эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем в скважинах на примере НГДУ «Лугинецкнефть», НГДУ «Правдинскнефть», НГДУ «Мамонтовнефть», НГДУ «Юганскнефть» и НГДУ «Южоренбургнефть» и составлены рекомендации по их эффективному применению, а также разработана концепция усовершенствования традиционной схемы системы «Тандем».
Совместное использование технологии вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт и технологии эксплуатации скважин в осложнённых условиях позволит продлить срок разработки месторождения и успешно эксплуатировать нефтяные скважины.
. Основы вибрационного воздействия на нефтегазовый пласт
Одной из причин, определяющих сложность проблемы извлечения нефти, являются осложненные условия разработки нефтяных месторождений -неоднородность пласта, низкая проницаемость, глинистость коллекторов, высокая вязкость флюидов и др. /120, 123/.
В ходе разработки нефтегазовых месторождений наблюдается постоянное ухудшение фильтрационных характеристик призабойных зон, особенно неблагоприятное в осложненных условиях эксплуатации. Причем естественная проницаемость ухудшается уже в процессе бурения, цементирования и перфорации скважин. Различные процессы, происходящие в призабойной зоне, приводят к образованию в порах коллектора глинистых или структурированных углеводородных кольматантов, стойких высоковязких водонефтяных эмульсий с выраженными тиксотропными свойствами, поведение которых резко изменяется под действием ударных или вибрационных воздействий. При закачке воды через нагнетательные скважины в призабойную зону вносятся механические и органические частицы, закупоривающие призабойную зону, пресная вода смешивается с пластовой жидкостью, в результате образуются осадки, происходит набухание глинистых частиц. В призабойной зоне возникает электрическая поляризация, которая приводит к аномальному взаимодействию насыщающих флюидов с породой и образованию структурированных систем /105/.
Во многих нефтяных регионах России существует значительный фонд простаивающих скважин, освоение или восстановление производительности которых с использованием традиционных мероприятий затруднительно и не всегда эффективно. В таких случаях, как показывает опыт, целесообразно применение виброволнового и/или вибросейсмического методов воздействия.
Вибросейсмическое воздействие на призабойную зону нефтяных и нагнетательных скважин впервые было осуществлено еще в 60-х гг., эффект от вибрации горных пород был замечен в районах повышенной сейсмической активности. Во время землетрясений на нефтяных промыслах было замечено снижение обводненности продукции скважин и увеличение их дебита. Была выдвинута гипотеза, что под влиянием вибросейсмического воздействия (ВСВ) в продуктивных пластах создаются условия для улучшения фильтрации нефти. На эту тему опубликованы различные научные работы: /2, 3, 5-7, 9, 10, 13-15, 17-23, 37-41, 49, 50, 52, 54-58, 64-69, 72-88, 92, 95-102, 104-108, ПО, 112-123, 127-129/, в которых авторы объясняют этот эффект и предлагают технические и технологические решения использования метода ВСВ. Однако до настоящего времени научная основа применения метода в промысловых условиях практически отсутствовала.
В результате теоретических и экспериментальных исследований /38-42, 55, 58, 88, 99, 100, 102, 103, 105, 110, 115, 116, 118, 119, 127, 128/ впервые установлено существование взаимосвязи между определенными энергетическими параметрами упругих волн и геолого-физическими свойствами продуктивного пласта, что позволяет прогнозировать успешность обработок и оптимизировать процесс их проведения в конкретных условиях. На основе полученных данных созданы принципиально новые технические средства и технологии повышения продуктивности, реанимации скважин и нефтеотдачи пластов.
Технология вибросейсмического воздействия на нефтегазовый пласт является ресурсосберегающей с увеличением нефтеотдачи и снижением обводненности пласта в целом. В определенном амплитудно-частотном диапазоне она является экологически безвредной и не вызывает каких-либо повреждений элементов конструкций скважины. Высокая эффективность технологии вибросейсмического воздействия достигается за счет комплексного воздействия на пласт упругими колебаниями в диапазоне частот, соответствующих пластовым резонансным.
Высокоамплитудные пульсации давления, создаваемые на забое скважины с помощью различных вибрационных источников колебаний давления, приводят к раскрытию старых и образованию новых микротрещин, разрушению отложений на поверхности перфорационных каналов. Под действием упругих колебаний в пористой среде происходит тиксотропное разрушение глинистых включений, разрушение и дезинтеграция кольматирующего материала, ослабляется связь его с породой, облегчается перенос частиц потоком жидкости по поровым каналам, уменьшается блокирующее влияние остаточных фаз - газа, нефти или воды. Кроме того, в пласте инициируются и интенсифицируются массообменные процессы, усиливается капиллярная пропитка, вовлекаются в работу целики нефти и пропластки. В результате воздействия улучшаются фильтрационные свойства призабойной зоны и повышается продуктивность, возрастает межремонтный период, увеличивается профиль притока (приемистости), что в итоге приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи пласта /88/.
Под действием упругих колебаний в диапазоне частот, соответствующих явлению резонанса в пласте, происходит очистка поровых каналов коллектора, устраняется блокирующее влияние остаточных фаз газа, нефти и воды, инициируется фильтрация флюидов в низкопроницаемых пропластках и зонах и повышается охват пласта, как по толщине, так и по простиранию. В результате происходит увеличение фазовой проницаемости для нефти и снижение ее для воды, уменьшение межфазных натяжений на границах нефть - вода и увеличение объемной газонасыщенности пластовых флюидов без их дегазации. Вследствие этого многократно увеличиваются полнота и скорость напорного, капиллярного и гравитационного вытеснения нефти водой /54/. Согласно существующим представлениям о механизмах вибросейсмического воздействия на фильтрационные процессы условно можно выделить две группы наблюдаемых явлений. К первой группе относятся явления, для существования которых необходимо постоянное волновое воздействие на пористую среду с фильтруемой жидкостью, поскольку после его прекращения эффект воздействия исчезает либо сразу, либо через достаточно короткое время, за которое пористая среда и фильтруемая жидкость возвращаются в исходное состояние. Такие явления обусловлены влиянием волнового излучения на реологические характеристики сред, изменением структуры течения жидкости в порах, влиянием на процессы межфазного взаимодействия при многофазной фильтрации и др. Очевидно, что в этом случае для достижения эффекта в промысловых условиях действие источников волнового излучения должно совмещаться с процессом эксплуатации пласта. Ко второй группе можно отнести явления и механизмы, обладающие эффектом последействия, т.е. их влияние на фильтрацию сохраняется длительное время после прекращения воздействия. К ним относятся процессы очистки порового пространства от примесей, некоторые необратимые процессы трещинообразования в горной породе, увеличивающие ее проницаемость, процессы ускорения капиллярной пропитки и др. Использование подобных явлений позволяет разделять во времени процессы обработки пласта и его эксплуатации /99-102/.
Устройство и принцип действия насосно-эжекторной системы «Тандем
Разработанная в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина /70, 71, 87/ погружная насосно-эжекторная система включает в себя струйный аппарат - 6 в компоновке с ЭЦН - 5 и газосепаратором - 4 (рис. 1.4). Струйный насос - 6 монтируется в напорной колонне ЭЦН - 5 между головкой ЭЦН - 5 и обратным клапаном. В некоторых случаях, не исключена возможность установки струйного насоса на несколько метров выше ЭЦН - 5 для снижения противодавления жидкости в колонне НКТ - 11 на работу струйного насоса -б.
Насос - 5 приводится в действие погружным электродвигателем - 1, оборудованным гидрозащитой (компенсатор - 2 и протектор - 3). Питание подводится к электродвигателю по кабелю - 12. Отличие от эксплуатации серийными установками ЭЦН - 5 состоит в наличии струйного насоса - 6, расположенного над секциями центробежного насоса в составе насосно-эжекторной системы. Над струйным насосом устанавливаются сбивной и обратный клапаны.
При эксплуатации системы «Тандем» (рис. 1.4) продукция из скважины поступает на прием газосепаратора, жидкость поступает в ЭЦН и далее нагнетается в сопло эжектора - струйного насоса, а отсепарированный газ сбрасывается в затрубное пространство. Рабочая жидкость, истекая через сопло с высокой скоростью подсасывает в приемную камеру струйного насоса, отделенный газосепаратором газ и газожидкостную смесь из затрубного пространства скважины. Рис. 1.4. Схема насосно-эжекторной системы «Тандем» 1—погружной электродвигатель; 2-компенсатор; 3-протектор; 4— газосепаратор; 5-ЭЦН; 6—струйный насос; 7-сопло; 8-обратный клапан; 9— камера смешения; 10-диффузор; 11—НКТ; 12—кабельная линия Новым в системе является то, что с целью повышения надежности работы системы «Тандем», каналы отвода газообразной среды газосепаратора и приемная камера струйного насоса сообщены с затрубным пространством скважины. В камере смешения струйного аппарата происходит смешивание и энергообмен между взаимодействующими потоками. Далее смешанный поток поступает в диффузор струйного аппарата, в котором за счет плавного замедления потока происходит рост давления - до величины, необходимой для подъема продукции на поверхность. Процесс истечения среды через сужающееся сопло обусловлен переходом потенциальной энергии в кинетическую, при прохождении струи жидкости через сопло, в результате скорость струи повышается, а давление в этой точке снижается до минимального значения. В результате этого образуется разрежение в приемной камере струйного аппарата. По мере продвижения жидкости в камере смешения, скорости активной и пассивной среды выравниваются и на выходе продукции из диффузора происходит обратный процесс перехода кинетической энергии в потенциальную и в дальнейшем жидкость поднимается по насосно-компрессорным трубам на поверхность.
При освоении бездействующих скважин, а также при эксплуатации малодебитных скважин обратный клапан в приемной камере струйного насоса закрывается, и аппарат работает как забойный штуцер, а ЭЦН работает в режиме штуцирования. Это позволяет системе «Тандем» успешно адаптироваться к изменяющимся скважинным условиям. Основным преимуществом технологии «Тандем» является эффективное использование отсепарированного свободного газа для подъема жидкости, перевод режима работы ЭЦН в оптимальный и способность погружной насосно-эжекторной системы успешно адаптироваться к существенно изменяющимся условиям в процессе вывода скважины на режим и ее последующей эксплуатации. Так же при эксплуатации системы «Тандем» в высокообводнённых скважинах, при рациональном подборе сопутствующего оборудования, возможен отбор нефти из затрубного пространства, которая скапливается при эксплуатации серийных ЭЦН и остаётся «мертвым» объёмом. К преимуществам работы системы «Тандем» можно отнести следующие показатели: - Стабилизация токовых нагрузок на электропривод; - Увеличение отбора жидкости и газожидкостной смеси из скважины за счет инжекции их из затрубного пространства; - Восстановление полного напора ЭЦН при освоении и выводе скважины на установившийся режим; - Перевод эксплуатации ЭЦН малодебитных скважин с периодического режима, на стационарный режим работы; - Повышение межремонтного периода (МРП) серийных УЭЦН; - Эксплуатация скважин с ограничениями по габаритам эксплуатационной колонны; - Успешная адаптация системы «Тандем» в нестационарных условиях -изменение пластового давления, продуктивности скважины из-за частых глушений, проявления свободного газа и его вредное влияния на работу серийного УЭЦН. Область применения насосно-эжекторной системы «Тандем» можно рассмотреть на рабочей характеристики, которая была получена на базе экспериментальных исследований, проведенных на уникальном экспериментальном стенде РГУ нефти и газа им И.М. Губкина /27, 33, 34/. Анализ теоретической характеристики погружной насосно-эжекторной системы показал, что эта характеристика состоит из двух частей - левой, в которой струйный аппарат играет роль забойного штуцера над ЭЦН и правой, когда ЭЦН работает в оптимальной зоне, а эжектор откачивает газожидкостную смесь из ствола скважины в насосно-компрессорные трубы. Граница между левой и правой областями соответствует подачи ЭЦН в оптимальном режиме. При освоении скважины режим работы погружного агрегата находится в левой части характеристики, затем, по мере откачки жидкости глушения и улучшения продуктивности пласта, режим перемещается в правую часть. При работе в правой части характеристики системы, погружной центробежный насос работает в оптимальном режиме, что обеспечивает наибольший межремонтный период, а все изменения, связанные с не стационарностью разработки месторождения и эксплуатации скважины, берет на себя струйный аппарат. При этом КПД эжектора в составе системы увеличивается почти в два раза за счет полного использования потока рабочей жидкости. В некоторых случаях эксплуатации, например, при выводе из бездействия трудноосваеваемых скважин с низким потенциальным дебитом, допускается работа погружного агрегата в левой части характеристики на установившихся режимах после освоения. На рис. 1.5 представлены характеристики ЭЦН (1), погружной насосно-эжекторной системы (2, 3) и скважины на различных режимах эксплуатации (4,5). Крутопадающая совместная характеристика ЭЦН и струйного насоса 2 позволяет эксплуатировать малодебитную скважину на установившемся режиме. Главным ограничивающим фактором при такой эксплуатации будет уже не форма напорной характеристики ЭЦН, а охлаждение погружного электродвигателя потоком жидкости малодебитной скважины.
Экспериментальный стенд для проведения исследований вибросейсмической установки
Для исследования технологических параметров работы установки вибросейсмического воздействия на пласт и влияния газа на ее работу, был разработан экспериментальный стенд на базе установки кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.
Схема стенда при исследованиях вибросейсмической установки (ВСУ) на смеси «вода-ПАВ» представлена на рис. 2.2, на смеси «вода-ПАВ-воздух» с подачей воздуха от компрессора, представлена на рис. 2.3 и на смеси «вода-ПАВ-воздух» с подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси, полученной эжектором, представлена на рис. 2.4. Для проведения исследований была спроектирована и изготовлена ВСУ, которая состоит из модели эксплуатационной колонны 14, изготовленная из органического стекла для визуального наблюдения за процессами, происходящими во время работы ВСУ. Модель эксплуатационной колонны 14 содержит верхний ограничитель 18, поршень 19, клапан 20, соединенный посредством штока с забойным снарядом 21, линия подвода воздуха 22 на входе ВСУ, для создания газожидкостной смеси, манометры на входе 13 и выходе 15 ВСУ, системы задвижек 12,16,17, регулирующие процесс работы ВСУ.
Для проведения исследований ВСУ на модельной жидкости «вода-ПАВ-воздух» с подачей воздуха на входе в установку компрессором, использовался реометрический стенд (рис. 2.3, поз. 23 - 35). К стенду подключен компрессор 35 (типа К-5), из газовых баллонов создан воздушный ресивер 34 общим объемом 320 л, что обеспечило равномерную подачу воздуха на приеме ВСУ (поз. 16-21) во время проведения эксперимента. Восстановлен и протарирован реометрический стенд (поз. 23-35) для замера количества воздуха, подаваемого в насос; разработана методика работы с манометрическим стендом.
Для проведения исследований ВСУ с повышенным значением газосодержания на приеме ВСУ была разработана установка рис. 2.4. В конфигурацию распределительных трубопроводов и задвижек стенда были внесены изменения, позволяющие подавать газожидкостную смесь от эжектора 46 на прием исследуемой ВСУ (поз. 16-21). Поскольку подобные исследования проводились впервые, была полностью разработана и опробована методика проведения подобного эксперимента. Так как для проведения трех вариантов исследований использовался один и тот же стенд, то нумерация позиций на рис. 2.2, рис. 2.3, рис. 2.4 выполнены в одном стиле. Установка (рис. 2.2, рис. 2.3, рис. 2.4) состоит из следующих основных узлов: рамы для крепления оборудования; подпорного многоступенчатого центробежного насоса 7 с приводом от электродвигателя 8 мощностью 14 кВт; исследуемой вибросейсмической установки (поз. 16-21); бака 1 объемом 1 м3; мерного бака 38 емкостью 60 л; полочного гравитационного сепаратора 42; струйного аппарата (поз. 43-46); системы распределительных трубопроводов 22 и др.; задвижек 2, 11, 12, 16, 17, 23, 25, 26, 29, 30, 32, 36, 40, 41, 45, 49-51; компрессора 35 с ресивером из газовых баллонов 34; стенда замера расхода воздуха 23-35; контрольно-измерительной аппаратуры 5, 10, 13-15, 27, 28, 47, 48, 52. Все манометры, применяемые на установке, являются образцовыми класса точности 0.4. Рама предназначена для крепления оборудования и равномерного распределения нагрузки от веса стенда и рабочей жидкости на пол лаборатории, в соответствии с требованиями по ограничению предельной нагрузки на перекрытия. W Схема стенда для исследования устройства вибросейсмического воздействия на модельной жидкости
Схема стенда для исследования устройства вибросейсмического воздействия на модельной жидкости «вода-ПАВ-воздух» при создании мелкодисперсной газожидкостной смеси с помощью эжектора. ff& Полочный гравитационный сепаратор 42 предназначен для отделения воздуха от жидкости. Он состоит из 27-ми жестяных поддонов размерами 1750x800x30 мм, расположенных в каркасе друг над другом с небольшим наклоном, верхнего поддона для успокоения потока смеси и нижнего - для сбора отсепарированной жидкости, которая затем стекает в бак 1. Как показали визуальные наблюдения и отбор проб, в процессе экспериментов гравитационный сепаратор работал эффективно на всех модельных газожидкостных смесях. Пузырьков газа в жидкости, поступающей из бака во всасывающую линию установки, не было. Диафрагма 3, используемая для определения расхода жидкости, была тарирована с помощью мерного бака 38. По результатам тарировки была построена зависимость расхода жидкости (Qw) от перепада уровней жидкости (Ні-Нг) на дифференциальном манометре 4. &, = 0.2442 х (Я, - Н2Гт, (л/с) (2.1) Исследуемая ВСУ (поз. 16-21) соединяется с подпорным насосом 7 посредством трубопроводов и при исследовании ВСУ на мелкодисперсной ГЖС, между подпорным насосом 7 и ВСУ (поз. 16-21) находится эжектор (поз. 43-46).
Промышленные исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» на Лугинецком месторождении ОАО «Томскнефть»
Эксплуатация скважин установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) на Лугинецком месторождении ОАО «Томскнефть» сопряжена с осложнёнными условиями, препятствующие эффективной работе подземного оборудования. К ним относятся вредное влияние свободного газа на работу электропогружного центробежного насоса (ЭЦН), обусловленное включением в работу дополнительных газовых пропластков. Лугинецкое месторождение имеет очень сложную структуру по характеру залегания углеводородов в пласте и относится к классу газоконденсатных с нефтяной оторочкой, с образованием в купольном поднятии газовых шапок /11, 12/.
Высокие значения газовых факторов, прорыв свободного газа на приём ЭЦН, низкие значения коэффициентов продуктивности, высокие кустовые давления, нестабильные токовые нагрузки на электропривод ЭЦН - основной перечень осложняющих факторов, в результате которых электроцентробежные насосы эксплуатируются в режиме накопления, а это в свою очередь значительно снижает межремонтный период и наработку на отказ. Усложняются условия освоения и вызова притока скважин.
Анализ эксплуатации серийных УЭЦН в НГДУ «Лугинецкнефть» показал, что наработка серийных установок в среднем составляет не более 90 суток. Основная причина низких показателей МРП серийных установок ЭЦН в скважинах Лугинецкого месторождения является вредное влияние свободного газа. Так, например, разность между плотностями попутной воды и пластовой нефти достигает 400 кг/м и более. В этих условиях на приёме погружной насосной системы происходит не только отделение попутного газа, но так же интенсивная естественная сепарация нефти в затрубное пространство под действием эффекта Архимеда в гравитационном поле. Этому факту также свидетельствует то, что в некоторых скважинах давление насыщения нефти газом приближается к значению пластового давления.
Очень часто ЭЦН отключается в результате фонтанирования продукции скважин по затрубному пространству вследствие сброса труда значительной доли свободного газа и возникновения своеобразного газлифтного эффекта. Половина фонда скважин оборудованных УЭЦН работают в режиме накопления, то есть определенное время, скважина накапливает продукцию, при этом установка не работает, затем через некоторый момент времени установка автоматически запускается и отбирает накопленный объём продукции. Естественно, частые запуски и отключения УЭЦН отрицательно влияют на надежность электрической части установок. В результате анализа работы фонда скважин оборудованных УЭЦН Лугинецкого месторождения, было принято решение о внедрении НЭС «Тандем». 24 апреля 2002 года в скважину 1224/1 Лугинецкого месторождения была спущена установка ЭЦН5-50-1890 с газосепаратором МН-ГСЛ5 и струйным насосом 2СН/73-20 (заводской номер № Е01010). Глубина спуска УЭЦН составляет 1840 м., струйного насоса - 1760 м. Запуск УЭЦН с газосепаратором и струйным аппаратом произведён 24.04.2002г. Скважина 1224/1 выведена на круглосуточный режим работы (рис.3.1) 4.05.2002 г. со следующими параметрами: Таблица 3.1 Вывод на режим скважины № 1224/ Динамический уровень, м 1300 Давление в затрубном пространстве, атм. 14 Дебит жидкости, м3/сут 28 Диаметр штуцера, мм 4/18 Сила тока, А 15-18 Давление на буфере, атм 17 Обводненность, %. 74 До внедрения системы «ТАНДЕМ» в скважине 1224 наработка на отказ ЭЦН составила 25 суток в периодическом режиме, после внедрения НЭС «Тандем», наработка на отказ увеличилась в три раза и составила 70 суток. Результат комиссионного разбора ЭЦН показал, что причиной отказа является отложение солей и механических примесей на рабочих органах. Результат комиссионного разбора струйного насоса показал, что состояние рабочих органов удовлетворяет техническим нормам, а струйный насос пригоден к дальнейшей эксплуатации. 1700 24 04 2002 С 25 04 2002 С 26 04 2002 04 2002 0 28 04 2002 04 2002 30 04 2002 01.05 2002 Вывод на установившийся режим скв. 1224/1 Лугинецкого месторождения, оборудованной НЭС «Тандем» 23 апреля 2002 года в скважину 852/23 Лугинецкого месторождения была спущена установка ЭЦН5-50-1880 с газосепаратором МН-ГСЛ5 и струйным насосом 2СН/73-50 (заводской номер № Е9006). Глубина спуска УЭЦН составляет 1720 м., струйного насоса- 1640 м. До внедрения скважина 852/23 находилась в бездействии с 18 марта 2002 г. Перед этим в скважине работала серийная установка ЭЦН5-50-1600 (Нсп=1700) в суточном режиме. Среднесуточный дебит жидкости составлял 23 м3/сут при обводненности 68 %, наработка на отказ серийной установки - 226 суток. 25 марта 2002 г. производился спуск УЭЦН5 50-1900 на глубину 2020 м, но во время спускоподъемных операций произошел обрыв НКТ и в результате -полёт ЭЦН. После этого скважина была заглушена более тяжёлым раствором, что осложнило процесс освоения скважины. Запуск ЭЦН с газосепаратором и струйным аппаратом произведен 24.04.2002 г. в 00ч 15мин. В течение двух дней, по аналогичной ситуации со скважиной 1224, скважину 852 не удавалось вывести на суточный режим в связи с существующим положением по эксплуатации УЭЦН в ОАО «Томскнефть» ВНК.
