Экологически безопасные технологии добычи нефти в осложненных услови

давлении Р и соответствующей температуре (в расчете на 1 м3 дегазированной нефти, м3/м3)

Vг (Гн.пл Гн)P0Tz , PTстzст

где zст и z – коэффициенты сверхсжимаемости газа при стандартных условиях и при давлении Р и температуре T соответственно.

Объем жидкости в расчете на 1 м3 дегазированной нефти при давлении Р и температуре Т (с учетом обводненности)

где В – объемная обводненность нефти; bн – объемный коэффициент нефти.

Формула (4.8) не может применяться при 100 % обводненности скважины. Предельная обводненность скважин при их отключении (выводе из действующего фонда) не превышает 98–99 %.

Коэффициент bн определяется по кривым разгазирования или с помощью эмпирических зависимостей, величина его приводится к условиям давления Р и температуры Т по формулам, имеющимся в учебных пособиях [5–8].

Коэффициент наполнения штангового насоса с учетом того, что рабочий объем цилиндра при ходе плунжера вверх заполняется жидкостью и газом,

где Кс – коэффициент сепарации газа у приема насоса [5].

71

По этой формуле определяется приблизительное значение коэффициента β без учета так называемого «вредного» пространства

вцилиндре, возможного запаздывания выделения – растворения газа

внефти при изменении давления в цилиндре, неравномерного (в объеме ГЖС) распределения газа в нем и др. В реальных условиях работы насоса точное определение β не представляется возможным. Вопросы учета различных факторов, в той или иной мере оказывающих влияние на результаты определения β, рассмотрены в пособии [5].

Взависимости от состава и свойств откачиваемой газожидкостной смеси величиной коэффициента подачи УСШН можно задаваться в пределах 0,5–0,75. Считается, что при таких значениях работа насосной установки вполне эффективна.

Для нефтяных залежей с повышенными значениями газонасыщенности пластовой нефти и давления насыщения нефти газом (близкими по своей величине к начальному пластовому давлению) работу добывающих скважин с УСШН можно считать эффективной при β = 0,75…0,80. С помощью кривых разгазирования нефти, задаваясь (при проектировании эксплуатации скважин) величиной β, определяется из (4.9) соответствующее давление у приема насоса

(Рпр). Необходимые для расчетов значения коэффициентов сверхсжимаемости газа и его сепарации (Кс) определяются по зависимостям, приведенным в пособии [5] и др.

Экологическая безопасность эксплуатации добывающих скважин с УСШН в значительной степени определяется частотой подземного ремонта и межремонтным периодом (МРП) работы скважин, а также величиной межочистного периода (МОП) при проведении на скважинах мероприятий, направленных на профилактику и удаление образующихся в скважинах отложений (АСПО, соли). Межремотный период определяется как продолжительность периода фактической работы скважины от ремонта до ремонта, т.е. как время между двумя последовательными ремонтами. Продолжительность МРП определяют за квартал, полугодие, год путем деления числа отработанных скважиной дней (суток) на количество подземныхремонтов заэтот период:

МРП = (Тк – Трем)/Nрем,

72

где Тк – количество дней в отчетный период; Трем – количество дней ремонтов.

Межочистной период работы скважины – это период времени (суток) между двумя мероприятиями, проводимыми на скважине с целью профилактики и удаления отложений. За некоторый отчетный период МОП определяют по формуле

МОП = Тк/N, где N – количество мероприятий.

Простои в связи с проведением подземных ремонтов, других геолого-технических мероприятий отражаются на техникоэкономических показателях эксплуатации скважин, в той или иной мере осложняют процесс выработки извлекаемых запасов нефти. Эти простои учитываются коэффициентом эксплуатации:

Кэ = (Тк – Тпрост) / Тк,

где Тпрост – общая продолжительность простоев скважин за отчетный период времени, сут.

Подземный ремонт скважин подразделяют на текущий и капитальный [10].

Межремонтный период работы скважин зависит от ряда факторов, в том числе от накопленного на предприятии (месторождении, цехе добычи нефти и газа) опыта работы с фондом механизированных скважин, оборудованных УСШН. Одна из наиболее значимых причин проведения подземного ремонта – обрывы насосных штанг. Например в ЦДНГ № 7 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» за период 2001– 2003 гг. при среднем фонде скважин с УСШН 360 единиц произошло 52 обрыва штанг, т.е. в среднем 0,048 обрывов в расчете на одну скважину за год. Такое значение показателя следует считать вполне приемлемым (невысоким), что можно объяснить, наряду с другими причинами, многолетним опытом работы с механизированным фондом скважин в ЦДНГ № 7. Для сравнения, вероятную частоту обрывов штанг в работе [9] рекомендуется оценивать по формуле

73

где γ – частота обрывов; [ пр] и пр – допускаемое и фактическое приведенное напряже-

ние дляколонны насосных штанг; А и В – коэффициенты, рекомендуемые значения которых приве-

дены в табл. 2.

Для Ножовской группы месторождений (ЦДНГ № 7) при диаметре плунжера насоса 32 мм, которым были оборудованы около 90 % скважин с УСШН, по формуле (4.10) при [ пр] = 70 МПа

и пр = 50 МПа получаем 0,7 обр/(скв·год), т.е. на порядок боль-

шую величину, чем фактическая частота обрывов.

По Уньвинскому месторождению (ЦДНГ № 11 ООО «ЛУ- КОЙЛ-ПЕРМЬ») в 2003 г. на 36 скважинах с УСШН произошло 6 обрывов штанг – 0,17 обрывов в расчете на одну скважину за год. Накопленный опыт работы с фондом скважин с УСШН на этом месторождении был невелик – несколько лет.

На рис. 6, табл. 3 в соответствии с формулой (4.10) приведена зависимость вероятной частоты обрывов штанг от величины [ пр] = 70 МПа при диаметре плунжера штангового насоса 32 мм.

Частота обрывов приведена в относительных единицах (за единицу сравнения принята частота обрывов при пр = 30 МПа).

Таблица 3

74

жидкости могут существенно отличаться от паспортных (заводских) характеристик. Практикой работы с УЭЦН установлено, что даже так называемые стендовые характеристики, получаемые при испытаниях насосов на технической воде, заметно отличаются от паспортных.

Часто наиболее существенное влияние на работу УЭЦН оказывает свободный газ. При небольшом газосодержании (до нескольких процентов по объему в условиях у приема насоса) свободный газ в определенных условиях может оказывать положительное влияние на работу насоса. С увеличением газосодержания откачиваемой жидкости рабочая характеристика насоса в координатах «напор – подача» смещается вниз и влево – вплоть до срыва подачи при удельном газосодержании выше 40–60 %.

Снижение вредного влияния газа на работу ЭЦН может быть осуществлено с помощью специальных газосепараторов, встраиваемых в насос, с помощью диспергаторов газовой фазы и др. Недостатком применения эффективных в работе газосепараторов является их высокая стоимость и отвод значительного количества свободного газа в затрубное пространство скважин. Этот газ не участвует в подъеме жидкости в НКТ и в то же время создает условия для более интенсивного образования АСПО на внешней поверхности НКТ и труб эксплуатационных колонн в затрубном пространстве.

Стендовые и промысловые испытания ЭЦН с входными диспергаторами показали, что насосы работают достаточно устойчиво при откачке газожидкостной смеси с 35–40%-м содержанием свободного газа.

Другим решением может быть применение так называемых конусных ЭЦН, у которых первые от входа в насос рабочие ступени (10–20 шт.) имеют более высокую производительность, чем остальные ступени данного типоразмера насоса.

Основными технологическими показателями, характеризующими работу УЭЦН, являются подача (производительность) насоса и развиваемый им напор. К энергетическим показателям относятся

76

прежде всего потребляемая при работе УЭЦН мощность и КПД установки (отношение полезной мощности к потребляемой).

При известном газосодержании у приема насоса его производительностьприбескавитационнойработеможетбытьопределенапоформуле

Q = KQQ0,

где KQ – коэффициент подачи жидкости, KQ = 1 – βвх (βвх – входное газосодержание ГЖС);

Q0 – подача насоса при отсутствиигазав откачиваемой жидкости. Напор НЭЦН, который развивает (или должен развивать) насос

при работе в скважине,

НЭЦН = (Рвык – Рпр) / ρсмg,

где Рвык и Рпр – давление на выкиде и у приема насоса; ρсм – плотность перекачиваемой жидкости или ГЖС.

Давление у приема насоса при заданном забойном давлении можно определить с использованием методики Поэтмана – Карпентера или другой методики для расчета распределения давления в скважине [5] – при расчете по схеме «снизу вверх». Если давление на забое скважины неизвестно, то

Рпр = Рзатр + Рг + Рзатр,

где Рзатр – давление газа наустьескважины в затрубномпространстве; Рг – давление столба газа в затрубном пространстве (от устья

до динамического уровня); Рзатр – давление столба жидкости или ГЖС в затрубном про-

странстве от динамического уровня до приема насоса:

Рзатр = ρзатрg (Ннас – Нд),

где ρзатр – плотность жидкости или газожидкостной смеси в затрубном пространстве, при практических расчетах можно принять ρзатр = ρн.пл;

Ннас – глубина подвески насоса; Нд – динамический уровень (от устья). Сумма давлений

Рзатр + Рг = РзатрeS,

где показатель степени

77

S0,03415 Hд ,

Тсрzср

где – относительная (по воздуху) плотность газа;

Тср – средняя температура газа, К;

zср – среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа в затрубном пространстве.

При известном Рпр определяется величина коэффициента сепарации газа у приема насоса [5].

Расчет давления на выкиде насоса при заданном устьевом давлении можно выполнить по одной из методик расчета распределения давления в газожидкостном подъемнике (методика Поэтмана – Карпентера и др.) с учетом того, что часть свободного газа у приема насоса сепарируется в затрубное пространство.

4.5.3. Анализ и оптимизация технологических режимов работы механизированных скважин

Технико-экономические показатели работы скважин, состояние экологической безопасности определяют эффективность добычи нефти на нефтяных месторождениях.

Затраты, связанные с подземными ремонтами, составляют немалую часть основных экономических показателей и существенно зависят от количества (частоты) ремонтов и средней стоимости одного ремонта. Оптимизация технологических режимов эксплуатации добывающих скважин, включающая наряду с созданием благоприятных условий для притока нефти из пласта в скважины (работа с околоскважинными зонами пластов) выбор скважинного оборудования и установление режима его работы в соответствии с продуктивными характеристиками скважин и другими факторами, создает необходимые условия для улучшения всех технико-экономических и экологических показателей нефтедобычи. Например, уменьшение глубины подвески насосов в скважинах до оптимальных значений приводит к уменьшению частоты подземных ремонтов, увеличению МРП и к снижению стоимости одного ремонта.

78

Без проведения анализа и оптимизации технологических режимов работы механизированных скважин применение качественного, в том числе импортного, насосного оборудования может не приводить к повышению технико-экономических показателей. Например, в 90-х гг. прошлого столетия в АО «Пурнефтегаз» при фонде механизированных скважин немногим более 1000 единиц было закуплено более тысячи импортных штанговых насосов, применение которых, по расчетам, должно было обеспечить увеличение МРП скважин на 25–40 %. Фактически МРП уменьшался ежегодно на 20–25 %, что объяснялось недостаточным уровнем научно-технического сопровождения работ при внедрении насосов. Таким образом, необходимо создание благоприятных условий для применения оборудования, что может быть реализовано при системном проведении анализа и оптимизации технологических режимов работы скважин и скважинного оборудования, т.е. при организации мониторинга эксплуатации скважин.

Анализ и оптимизация работы добывающих скважин требуют выполнения большого объема вычислений при решении целого ряда задач, поэтому необходимы разработка и создание соответствующих методик, алгоритмов и компьютерных программ. Для эффективного применения разработанные программы должны быть адаптированы к условиям конкретных месторождений, и лишь после такой адаптации они позволят автоматизировать процессы анализа и оптимизации.

79

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гоник А.А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1976 . – 192 с.

2.Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2006. – 293 c.

3.ПБ 08-624–03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Электронный ресурс]. – URL: http://ohranatruda.ru/ ot_biblio/normativ/data_normativ/40/40016/index.php.

4.Позднышев Г.Н., Миронов Т.П., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефтей с повышенным содержанием сероводорода // Нефтепромысловое дело, Обзор. Информ. – М.: ВНИИО-

ЭНГ, 1984. – Вып. 16. – 84 с.

5.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., испр. – М.: Нефть и газ, 2007. – 826 с.

6.Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: учеб. пособие для техникумов. – М.: Недра, 1989. – 245 с.

7.Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: учеб. пособие для студентов вузов / И.Т. Мищенко [и др.]. – М.: Недра, 1984. – 272 с.

8.Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты фи- зико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: учеб. пособие для вузов. – М.: Нефть и газ, 2004. – 446 с.

Р.С. Андриасов [и др.]; под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с.

10. Буровой портал. – URL: www.drillings.ru/vidy-rabot.

80