Анализ возможности применения различных механизированных способов добычи нефти из скважин с боковыми стволами малого диаметра Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

20 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»

УДК 622.276

В.Н. Ивановский, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой Машин и оборудование нефтяной и газовой промышленности, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, e-mail: ivanovskivn@rambler.ru;

Н.А. Антонов, оператор по добыче нефти, ОАО «РИТЭК», nik474@yandex.ru

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИчНЫХ МЕХАНИЗИРОВАННЫХ СПОСОБОВ

добычи нефти из скважин

С БОКОВЫМИ СТВОЛАМИ МАЛОГО ДИАМЕТРА

В данной статье рассматриваются различные виды механизированной добычи и возможность их применения в боковом стволе нефтяной скважины. Проанализированы факторы, накладывающие ограничения на работу оборудования, при такой его установке. Сделаны выводы и рекомендации по подбору оборудования

Зарезка боковых стволов (БС) на данный момент - одна из наиболее эффективных технологий, позволяющих добиться повышения уровня добычи нефти на старых месторождениях и увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов.

Эта технология позволяет вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Следует отметить, что эксплуатация скважины через БС налагает ограничения на насосное оборудование (НО), с

помощью которого планируется подъем продукции на устье. Инклинометрия, малые диаметры эксплуатационной колонны (ЭК) бокового ствола, большие углы отклонения от зенитного угла, темп набора кривизны - все это требует тщательного подхода к выбору оборудования. Существующие технологии создания БС из скважин наиболее распространенных в России диаметральных габаритов (146 и 168 мм) не позволяют получить внутренние диаметры обсадных колонн боковых стволов больше чем 89 мм (102 ОК) и 102 мм (114 ОК) соответственно. При этом темп набора кривизны на участке набора зенитного угла достигает 60 на 10 м длины [1] и 10-120 по телесному углу, который, кстати, не всегда учитывается при выборе дальнейших работ по

эксплуатации новых объектов.

В данной работе будут рассмотрены различные механизированные способы добычи нефти и возможность их использования в БС.

Рассмотрим следующие методы механизированной добычи (МД):

• газлифт (непрерывный (ГН) и периодический (ГП));

• штанговые винтовые насосы (ШВН);

• гидроприводные насосы (ГПН), в т.ч. струйные (СН);

• скважинные штанговые насосы (СШН);

• электроприводные центробежные насосы (ЭЦН).

В таблице 1 приведены виды осложняющих факторов при установке насосного оборудования в БС, а также рассмотрены ограничения, ими вызываемые.

Примечания к таблице 1:

1. ГТМ - геолого-технологические мероприятия;

2. Информация из источника [2];

3. Ограничения по длине установки, которую планируется спускать в БС, рассмотрены в работе [3];

4. Рсн - давление рабочей жидкости (смеси нагнетания);

5. Г - объем закачиваемо газа;

6. Рр - давление рабочее газа;

7. Нур - статический уровень в скважине;

8. Информация из источника [5].

Таблица 1.

\ Виды \ мд ФакторыЧ сшн Швн Эцн гпн сн гн ГП

Темп набора кривизны Для удовлетворительной работы а<< 5° на 10 м. Интенсивное истирание к олонны штанг и муфт. Залипание клапанов насоса. Ограничения по длине установки Ограничение по длине установки. Интенсивное истирание колонны штанг Для удовлетворительной работы СИ<< 5° на 10 м. Ограничение по длине установки. Пример:компания «Новомет» определила следующие требования для своих насосов малых габаритов (2А и 3): не более 15 минут на 10м2 Возможна работа в горизонтальных скважинах. Ограничение по длине установки. Не влияет: короткий насос в стволе с кривизной до 8° на 10 м. Ограничение при спуске кла-панов при кривизне более 70°. Ограничения по длине установки.

Диаметр ЭК Малый Диаметр ЭК, а, следовательно, и НКТ приводит к уменьшению максимально возможной подачи. Уменьшение габаритов НО приводит к возникновению проблемы с клапанным узлом (быстрое засорение АСПО, солями или механи-ческими примесями). Диаметр ЭК не менее 140 мм. Максимально возможный внутренний диаметр ЭК бокового ствола 102 мм, что соответственно влияет на габариты насосного агрегата. Возможна эксплуатация только специально разработанного малогабаритного оборудования. Малые габариты рабочих колес, в сочетании с малой длинной установки приводят к ограничениям по напорным характеристикам. Или требует использование высокооборотных приводов(п=6000 об/ мин и более) В боковом стволе возможна лишь однорядная эксплуатация (малый диаметр ЭК) Для установки насоса этого типа требуется применение довольно сложной системы герметиза-ции БС и специальное устройство для ввода оборудования в БС Влияет на диаметральные габариты насоса. Это налагает ограничения на содержание механических примесей, АС-ПО и солей в добываемой жидкости Проблемы с установкой газлифтного клапана. Если выбрать центральный тип установки, то возникают проблемы с слишком малыми диаметрами проходного канала НКТ+ невозможность проводить ГТМ1. В случае эксцентрикового типа установки, также уменьшается диаметр центрального прохода НКТ. Помимо прочего малые габариты клапанного оборудования налагают дополнительные требования к чистоте закачиваемого газа, т.к. клапанный узел может легко засориться. Установка клапанов не стационарного типа в боковом стволе вызывает большое затруднение

\ Виды мД Факторы сшн Швн Эцн гпн сн гн ГП

Глубина БС Нсп до 2300 м, при Ож < 80 м3/ сут., Нсп << 4560 м при Ож < 2,5 м3/ сут. Нсп < 1500 м. Нсп < 3000 м, в особых случаях возможно и более. Нсп < 5200 м при Рсн4 < 35,0 МПа. Нсп < 6100 м. Нсп < 3000 м при сінкт =73 мм, Г5= 170 м3/ м3, Рр6 = 10 МПа, Ож <160м3/ сут Нсп >3000 м. при Нур7> 3000 м

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ 20 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»\\ 57

20 ЛЕТ ОАО «ГАЗПРОМ»

Таблица 2.

Параметры Тип насоса

нсн нсв

Диаметра плунжера насоса, мм 28 32 43 55 28 32 38 43 55

Угол наклона, град 42 44 50 48 51 51 50 42 43

Главной причиной возникновения проблем при добыче из БС является его малый габарит. Влияние при работе в боковых стволах АСПО, механических примесей, газового фактора, вязкости нефти и солей существенно увеличивается с учетом уменьшения габаритов насосного оборудования и проходного сечения НКТ. Малые диаметральные габариты БС в сочетании с инклинометрией и большими темпами набора кривизны вынуждают производить подбор НО к каждой скважине индивидуально.

В работе[4] приведена оценка технологической и экономической эффективности различных способов эксплу-

атации. Проанализировав таблицу 1 и материалы источников [3],[4], можно сделать выводы:

• Эксплуатация ШВН с их установкой в БС, с учетом нынешних технологий забуривания БС в России, не представляется возможной, т.к. для стандартных насосов диаметр ЭК требуется не менее 140 мм. Альтернативой является разработка специальных малогабаритных насосов.

• Эксплуатация СН с их установкой в БС не рекомендуется, т.к. малые габариты камеры смешения приведут к малому МРП, вследствие ее быстрого засорения.

• Эксплуатация ГП и ГН с их установкой в БС не рекомендуется. Данный

тип МД предполагает большое количество подземного оборудования (клапаны, клапанные камеры, пакер). Клапаны малого диаметра необходимо разрабатывать, учитывая, что малые их габариты приведут к возможности быстрого засорения. Клапанные камеры либо центральная установка клапана дополнительно уменьшают диаметр основного прохода НКТ (клапанные камеры в данном случае предпочтительнее, возможно проведение ГТМ). Проведение работ канатной техникой для установки клапанного оборудования в скважинах также проблематично, поэтому рекомендуется установка

Установка насоса планируется в боковом стволе

1. переход на новые, неохваченные горизонты по причине:

• Обводненности скважины

• Истощение продуктивного пласта

• Маленькие дебит, даже после ГТМ вовлечение фонда бездействующих скважин.

2. Зарезка БС с целью экономии на строительстве скважин и кустовых площадок, морские м/р (отсутствие инфраструктуры)

3. Зарезка боковых или горизонтальных стволов с целью увеличения дебита на месторождениях с высоковязкой нефтью

Боьшое количество Большая Высоковязкая

мехю примесей обводненность нефть

АСПО и солей - СШН - УЭЦН - ШВН

- ШВН -СН -ШВН - ГПН (если

- СШН (+скребки) -ГПН силовая

- УЭЦН (мех.прим до жидкость менее

0.2 г/л+скребки) вязкая)

- СН

Малый Средний, большой

- ШСН - ШВН - УЭЦН - ШВН - ГПН - СН

Осложняющие факторы

Максимальный диаметр ЭК 114 мм, ограничение по длине и диаметру насосной установки (для всех типов МД)

СШН

Глубина подвески менее 2000 м Темп набора кривизны не более 5 град. Отклонение от зенитного угла в месте установки не более 40 град. (угол, при котором шар не сядет в седло)

Интенсивное истирание штанг и муфт

ШВН*

- Глубина подвески менее 1500 м.

- Интенсивное испарение штанг и муфт

СН

- Механические примеси до 2%, диаметром до 25 мкм*

УЭЦН

- Темп набора кривизны в месте

подвески не более 5 град.

- Отклонение от зенитного угла в месте установки не более 15

минут

ГПН

- Содержание мех. примесей не более 0,01%, диаметром не более 15 мкм*

Рис. 1. Подбор способа МД нефти с установкой в БС с учетом осложняющих факторов

ПОЯСНЕНИЯ:

• ШВН рассматриваются с учетом того, что разработано специальное малогабаритное исполнение для БС;

** Требования для 5А габарита. После проведения обзора и анализа различных факторов, влияющих на эксплуатацию насосных систем в боковых стволах, были сделаны выводы:

• Необходима доработка существующих видов оборудования для успешной эксплуатации их в боковых стволах.

• Необходимо предусматривать бурение основных стволов большего диаметра (более 178 мм), чтобы в дальнейшем можно было успешно разбуривать БС больших диаметров [1].

• Из существующих типов МД наиболее подходящими для эксплуатации в БС являются СШН и УЭЦН.

клапанов на устье (стационарные клапаны-оправки, однако их невозможно извлечь без СПО).

• Эксплуатация ГПН с установкой насоса в БС. Ограничение только по содержанию механических примесей в добываемой жидкости. Однако следует отметить, что экономически целесообразно осуществлять групповую эксплуатацию скважин таким методом.

• Эксплуатация УЭЦН с установкой в БС. Данный тип МД на данный момент в России является самым распространенным. Множество различных

компаний работают над улучшением существующих и созданием новых насосов, в т.ч. и малогабаритных, специально для установки в БС. Поэтому даже с учетом различных ограничений (зенитные углы при подвеске насоса; темп набора кривизны; малые габариты насоса как по длине,так и по диаметру) добыча нефти из БС с помощью УЭЦН является перспективным направлением.

• Эксплуатация СШН с установкой в БС. Данный тип МД также хорошо подходит для добычи в БС, особенно для малодебитных скважин (КПД

СШН при малых дебитах скважин выше, чем у установок ЭЦН). Проблемы, которые возникают при эксплуатации СШН в БС (интенсивное истирание штанг и муфт, зависание клапанов), имеют альтернативные решения - использование вместо колонны штанг каната, использование клапанов с принудительным срабатыванием.

На рисунке 1, графически представлена методика подбора механического способа добычи, с учетом осложняющих факторов (газлифт не рассматривается).

Литература:

1. Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффективности бурения БС/ «Нефтяное хозяйство», №8, 2011, с. 98-100.

2. Информационный бюллетень Группы компаний «Новомет» / Арсенал нефтедобычи, №1(9) июнь, 2010, с. 4.

3. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А. К вопросу о создании оборудования для эксплуатации скважин с боковыми стволами / «Территория НЕФТЕГАЗ», № 11, 2011, с. 32-34.

4. Курс лекций по дисциплине: Эксплуатация скважин в осложненных условиях / Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений, Томский политехнический университет, 2010, с. 53-57.

Ключевые слова: боковой ствол, механизированная добыча, осложняющие факторы.

Воронежский

механический

завод

фонтанная арматура

обвязки устья скважин

комплекты подземного оборудования

станции управления

противовыбросовое

оборудование

сертификация АР1 и 180