Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при экспл

Методика проектирования технологического режима работы добывающих скважин включает в себя:

–определение по результатам гидродинамических исследований скважин коэффициентов продуктивности и проницаемости прискважинной зоны пласта;

–обоснование (выбор) забойного давления и определение дебита скважины по жидкости;

–построение кривых распределения давления вдоль эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

По данным кривым определяется глубина подвески скважинных насосов с учетом допустимого газосодержания на их приеме, конструктивных особенностей скважины идругих факторов.

После анализа полученных результатов определяется способ эксплуатации скважины.

При эксплуатации скважины с помощью СШН выполняют-

ся следующие расчетные операции:

–выбор типа и размера СШН;

–выбор (обоснование) параметров режима откачки жидкости;

–расчет характеристик газожидкостной смеси – коэффициента сепарации, трубного газового фактора и уточненного давления насыщения нефти газом;

–определение давления на выходе (выкиде) СШН;

–определение коэффициента наполнения СШН;

–расчет производительности насоса, обеспечивающей запланированный объем добычи жидкости;

–расчет на прочность и выбор колонны насосных штанг;

–расчет максимальной и минимальной нагрузок, действующих на устьевой шток;

–расчет потери длины хода плунжера;

–определение коэффициента подачи УСШН;

–определение максимального крутящего момента на валу редуктора станка-качалки;

–выбор типоразмера станка-качалки (СК);

–определение энергетических характеристик УСШН и выбор электродвигателя СК.

41

При эксплуатации скважины с помощью ЭЦН выполняются следующие расчетные операции:

–расчет оптимального, допустимого и предельного давлений на приеме ЭЦН;

–определение глубины подвески насоса;

–выбор колонны НКТ;

–определение необходимого напора погружного насоса;

–выбор типоразмера ЭЦН;

–выбор погружного кабеля;

–выбор погружного электродвигателя (ПЭД);

–определение габаритных размеров насосного агрегата для проверки возможности размещения его в эксплуатационной колонне данного диаметра;

–выбор автотрансформатора;

–определение удельного расхода электроэнергии на 1 т добываемой жидкости.

Эксплуатационные и другие категории скважин относятся

косновным объектам при добыче нефти и попутного нефтяного газа.

Пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин [50].

Пробуренный фонд включает в себя добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает в себя добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий, бездействующий фонды и фонд скважин, находящихся в освоении.

Кдействующему фонду относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода, независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются дающие про-

42

дукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

Кбездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. Отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала года.

В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускаются остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией.

Кнаходящимся в освоении и ожидании освоения после бурения относятся скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения отдельно учитываются скважины, включенные в него

втекущем году.

Строительство скважины осуществляется с проведением комплекса маркшейдерских и геофизических работ, обеспечивающих соответствие фактических точек размещения устья и забоя скважины их проектным положениям.

При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения обеспечивается максимально возможное сохранение естественного состояния призабойной зоны, предотвращающее ее загрязнение и разрушение.

Конструкция эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения реализации проектных способов и режимов эксплуатации скважин, создания необходимых депрессий и регрессий на пласт.

Конструкция обсадных колонн эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения монтажа, демонтажа и длительной эксплуатации скважинного оборудования, установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств. Не допускается уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной

43

колонны снизу вверх. При цементировании обсадных колонн обеспечивается:

–надежное разобщение нефтяных, газовых и водяных пластов, исключающее циркуляцию нефти, газа и воды в заколонном пространстве;

–проектная высота подъема тампонажного раствора;

–надежность цементного камня за обсадными трубами, его устойчивость к разрушающему воздействию пластовых жидкостей, механических и температурных нагрузок;

–создание проектных депрессий и регрессий на пласт без нарушения целостности цементного камня;

–предотвращение проникновения твердой и жидкой фаз цементного раствора в продуктивный пласт.

Качество цементирования колонны проверяется геофизическими исследованиями и испытанием на герметичность.

Освоение скважины включает в себя вызов притока жидкости (газа) из пласта или опробование закачкой в него рабочего агента в соответствии с ожидаемой продуктивностью (приемистостью) пласта.

При освоении скважины обеспечиваются сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне и цементного камня за эксплуатационной колонной, а также реализация мероприятий по предотвращению деформации эксплуатационной колонны, прорывов пластовых вод, газа из газовой шапки, открытых нефтегазоводопроявлений, снижения проницаемости призабойной зоны, загрязнения окружающей среды и других негативных явлений.

Ктекущему ремонту скважины относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы оборудования, изменением режимов работы и сменой оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина, солей и иных отложений и др.

Ккапитальному ремонту скважины относятся работы, связанные со сменой эксплуатационного объекта, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности цементного

44

камня, обсадной колонны и устранением ее деформаций, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых и закачиваемых вод, а также с ловильными и другими сложными работами в стволе скважины.

При производстве ремонтных работ в скважине не допускается применение рабочих жидкостей, снижающих проницаемость призабойной зоны пласта. Оборудование устья и ствола скважины, плотность рабочих жидкостей выбираются исходя из выполнения условий предупреждения открытых нефтегазоводопроявлений.

Скважины, выполнившие свое назначение и дальнейшее использование которых нецелесообразно или невозможно, подлежат ликвидации в установленном порядке.

Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины устанавливаются контрольно-измеритель- ная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважины принимается исходя из условий проведения комплекса исследований (индивидуальное измерение дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.). Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных исследований, не допускается.

Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной допускается при наличии сменного внутрискважинного оборудования, обеспечивающего возможность реализации раздельного учета добываемой продукции, промысловых исследований каждого пласта раздельно и проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов.

При эксплуатации добывающих скважин осуществляются систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя, эксплуатационной колонны, заколонного про-

45

странства, работы оборудования, соответствия параметров работы скважины установленному режиму, получения иной исходной информации, необходимой для оптимизации технологического процесса работы скважин.

Безопасное проведение работ при бурении, эксплуатации и ремонте скважин (включая ГТМ) обеспечивается при выполнении требований регламентирующих документов [25, 26].

Технологические схемы, проектирование и оптимизация нефтегазопромысловых систем. В настоящее время нефтепро-

мысловое обустройство осуществляется с внедрением герметизированных систем сбора, транспорта и первичной подготовки нефти, газа и воды в соответствии с РД 39-0148311-605–86.

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение систем сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и оптимизация систем сбора и транспорта нефти и газа имеют важное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, в том числе энергетических затрат, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.

Уменьшение потерь и повышение степени утилизации нефтяного газа, представляющего большую ценность как высококалорийное топливо и сырье для химической промышленности, является одной из наиболее актуальных задач при проектировании и эксплуатации нефтегазопромысловых систем.

Отставание строительства объектов по сбору и утилизации попутного газа приводит к тому, что часть газа сжигается в факелах в период разведки и освоения месторождений.

Для транспорта нефти и газа сооружаются насосные и компрессорные станции, нередко работающие при низких КПД.

Все это приводит к тому, что применяемые системы нефтегазосбора характеризуются невысокими технико-экономически- ми показателями.

46

Общий вид принципиальной технологической схемы добычи нефти приведен на рис. 5.

Рис. 5. Технологическая схема добычи нефти: 1 – добывающие скважины; 2 – автоматизированная групповая замерная установка (АГЗУ); 3 – сепарационная установка (1-я ступень); 4 – дожимная насосная станция (ДНС); 5 – газокомпрессорная станция (ГКС); 6 – промысловый сборный пункт (ПСП), сепарационная установка (2-я ступень); 7 – установка предварительного сброса воды (УПСВ); 8 – установка промысловой подготовки нефти (УППН); 9 – товарный парк (ТП); 10 – установка подготовки сточной воды (УВП); 11 – блочная кустовая насосная станция (БКНС); 12 – водораспределительный пункт (ВРП); 13 – нагнетательные скважины; 14 – источник пресной воды; 15 – водозабор с водоочистными сооружениями и насосной станцией. I – продукция скважины; II – попутный газ;

III – отделяемаясточнаявода; IV – товарнаянефть; V – преснаявода

Добываемая из скважины 1 нефть (нефть с водой) должна быть измерена, т.е. должен быть определен дебит скважины по нефти и по жидкости. Необходимо также измерять газовый фактор скважины – количество попутного газа, добываемого из скважины с 1 т или с 1 м3 нефти. Измерения производятся с помощью АГЗУ в автоматизированном режиме. На АГЗУ 2 в тот или иной период времени на замере находится одна скважина, если на выкидных линиях каждой скважины не установлен свой расходомер. Другие скважины в это время работают в рабочую линию без измерения продукции. После АГЗУ по одному нефтепроводу продукция данной группы скважин поступает в сепараторы 1-й ступени сепарации 3 для отделения попутного газа. Давление в этих сепараторах несколько ниже, чем на устьях добывающих скважин, обычно оно

47

составляет 0,4…0,6 МПа. Отделяемый газ по газопроводу направляется на газокомпрессорную станцию 5, которая нагнетает газ в магистральный газопровод (МГ).

Из сепараторов 1-й ступени нефть (нефть с водой) с помощью дожимной насосной станции 4 подается по нефтесборному коллектору на промысловый сборный пункт 6, где в сепараторах 2-й ступени снова отделяется от нефти попутный газ. При высокой обводненности нефти она поступает на установку предварительного сброса воды 7, затем на установку промысловой подготовки нефти 8, где путем деэмульсации (разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду) происходит обезвоживание и обессоливание нефти, апри необходимости и ее стабилизация (отделение легкоиспаряющихся фракций нефти). Нефть с УППН поступает в резервуары товарного парка 9, затем – в магистральный нефтепровод (МН).

Отделяемая от нефти на УПСВ и УППН сточная вода очищается от мехпримесей и захваченной ею нефти на установке водоподготовки 10 и направляется на блочную кустовую насосную станцию 11. С помощью БКНС вода поступает по напорным водоводам через водораспределительные пункты 12 к нагнетательным скважинам 13.

Если сточной воды недостаточно для поддержания пластового давления в продуктивном пласте, из источника 14 после подготовки (очистки) в систему поддержания пластового давления подается пресная вода.

Технико-технологические решения по сбору и транспорту продукции скважин предусматривают герметизированную напорную систему сбора продукции скважин в полном соответствии с «Унифицированными технологическими схемами сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» (РД 0148311-605–86).

Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии.

Эмульсией называется дисперсная система, состоящая из 2 (или нескольких) жидких фаз, т.е. одна жидкость содержится

48

вдругой во взвешенном состоянии в виде огромного количества микроскопических капель (глобул).

Существуют два основных типа эмульсий: дисперсии масла

вводе (М/В) и дисперсии воды в масле (В/М).

Нефтяные эмульсии первого типа – прямые эмульсии, когда капли нефти (неполярная жидкость) являются дисперсной фазой и распределены в воде (полярная жидкость) – дисперсионной среде. Такие эмульсии называются «нефтьв воде» и обозначаются Н/В.

Эмульсии второго типа – обратные эмульсии, когда капельки воды (полярная жидкость) – дисперсная фаза – размещены в нефти (неполярная жидкость), являющейся дисперсионной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и обозначаются В/Н.

Множественная эмульсия – это такая система, когда в сравнительно крупных каплях воды могут находиться мелкие глобулы нефти или в крупных каплях нефти находятся мелкие глобулы воды. Дисперсная фаза сама является эмульсией и может быть как прямого, так и обратного типов. Такие эмульсии обычно имеют повышенное содержание механических примесей. В процессе деэмульсации нефти и очистки сточных вод могут формироваться так называемые ловушечные (или амбарные) эмульсии, чрезвычайно плохо разрушаемые известными методами. Поэтому в настоящее время актуальна разработка эффективных методов разрушениямножественных нефтяных эмульсий.

Свойства нефтяных эмульсий влияют на технологические процессы добычи нефти, внутрипромыслового транспорта, сепарации, предварительного обезвоживания, деэмульсации (разрушения эмульсий), очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод.

Вплоть до объемной доли дисперсной фазы 74 %, соответствующей плотнейшей упаковке шаров, частицы дисперсной фазы могут сохранять сферическую форму.

Тип эмульсии устанавливается по свойствам ее дисперсионной среды.

Эмульсии типа Н/В смешиваются с водой в любых соотношениях и обладают высокой электропроводностью. Эмульсии

49

В/Н смешиваются только с углеводородной жидкостью и не обладают заметной электропроводностью.

Тип эмульсий в разбавленных системах определяется чаще всего объемным соотношением фаз – дисперсную фазу образует вещество, находящееся в системе в меньшем количестве.

Энергия, затраченная на образование эмульсии, концентрируется на границе раздела фаз в виде свободной поверхностной энергии и называется поверхностным (или межфазным) натяжением. Капли жидкой дисперсной фазы при этом приобретают сферическую форму, так как сфера обладает наименьшей поверхностью при данном объеме и минимальным запасом поверхностной энергии.

Главнейшей характеристикой эмульсии является дисперсность – степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. От дисперсности зависят многие другие свойства эмульсий.

Промысловые эмульсии никогда не бывают монодисперсны, они всегда полидисперсны, т.е. содержат капли дисперсной фазы разных диаметров. Размер капель пропорционален количеству затраченной энергии: чем больше затрачено энергии, тем меньше диаметр капель и больше их суммарная поверхность.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются:

–на мелкодисперсные dк = 0,2…20 мкм;

–среднедисперсные dк = 20…50 мкм;

–грубодисперсные dк = 50…300 мкм.

Знание вязкости эмульсий необходимо при проектировании промысловых трубопроводов, по которым нефть от скважин перекачивается на установку ее подготовки, а также при выборе отстойной аппаратуры и режима ее работы. Вязкость нефтяной эмульсии не является аддитивным свойством, т.е. не равна сумме вязкостей нефти и воды. Вязкость сырой нефти (т.е. нефти, содержащей капельки воды) зависит от многих факторов: количества воды, содержащейся в нефти; температуры, при которой получена эмульсия; присутствия механических примесей (осо-

50