CC BY
20ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
УДК 622.32
А.Е. Бортников, заместитель генерального директора по научной работе в области добычи нефти, ООО «КогалымНИПИнефть», e-mail: BortnikovAE@tmn.lukoil.com
СПОСОБ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО ОТБОРА НЕФТИ И ВОДЫ ИЗ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН
Для снижения интенсивности эмульгирования нефти и ее вязкости в промысловых трубопроводах известна технология последовательного отбора нефти и воды из скважины (1, 2). Учитывая, что основным источником эмульгирования нефти является насосное оборудование скважин, последовательная откачка пластовых жидкостей создает предпосылки образования неустойчивых структур эмульсий в начальных участках промысловых трубопроводов. Возможность последовательного отбора нефти и воды обеспечивается присутствием ниже приема насоса «стакана» воды, в котором нефтяная фаза всплывает в виде капель. Если насос оборудовать хвостовиком, опущенным ниже интервала перфорации, то уровень раздела «нефть - вода» в скважине будет находиться на торце нижней трубы хвостовика. В межтрубном пространстве при этом накопится нефтяная фаза. В таком случае, если перекрыть доступ жидкости к насосу через нижний торец хвостовика и открыть при этом доступ через боковой канал в верхней части хвостовика, то насос определенное время будет откачивать безводную нефть, пока межфазный уровень не подойдет к боковому каналу. И далее, если боковой канал перекрыть и открыть доступ жидкости через низ хвостовика, то определенное время насос будет откачивать воду, пока нефть в межтрубном пространстве не накопится и межфазный уровень не подойдет к торцу нижней трубы хвостовика. Учитывая, что объем межтрубного пространства между хвостовиком и
обсадной колонной достаточно большой, длины пробок нефти и воды в насосно-компрессорных трубах могут составить значительные величины. Расчет этих длин для скважин, оборудованных, к примеру, штанговым насосом, производится из простых соотношений:
_(D2K-D2TH)LX " (D2T"d2JB
_ (D2K-P2TH)LX Lb (D2T-d2J(l-B)
(1)
(2)
где: DТ - внутренний диаметр НКТ; dшт - диаметр штанг; DТН - наружный диаметр НКТ; DК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
- длина «хвостовика». Расчеты по (1) и (2) показывают, например, что при Ц<=100 м, йК=125 мм, йТН=72,5 мм, DТ=62,5 мм, ^т=22 мм и В=0,5 длина пробки LН~600 м. Соотношение длин LН и LВ зависит от обводненности нефти и пропорционально ей. На этом принципе разработаны различные схемы переключения потоков. Поступающие в НКТ нефтяные и водные пробки на межфазных границах по мере подъема будут постепенно перемешиваться и образовывать сла-боэмульгированные объемы смеси. Подвергаться размыву будет граница, у которой водная фаза располагается над нефтяной.
Нефтяные глобулы, отрываясь от границы, будут всплывать в расположенном выше водном столбе, а водные капли -седиментировать в нефти. По мере
подъема зона смешения будет постоянно увеличиваться. В (3, 4, 5) описываются результаты испытания такой технологии в скважине, оборудованной диафрагменным насосом.
Промысловые испытания дифференциального клапана проведены в скважине 200 НГДУ «Арланнефть» на УЭДН 5-6,31500. Дебит жидкости составлял 3,5 м3/сут., обводненность нефти - 64%, плотность воды - 1140 кг/м3, плотность нефти - 890 кг/м3.
В ОАО «Татнефть» разработано устройство сифонного типа (2). Переключатель потоков, позволяющий либо забирать жидкость меньшей плотности (нефть) через верхнее отверстие, либо забирать жидкость большей плотности (воду) через нижнее отверстие, образует две соединенные навстречу друг другу и-образныетрубки. Переключение потоков происходит за счет периодического изменения баланса гидростатического давления столба воды и гидродинамического перепада давления при движении нефти в каналах устройства. Периодичность переключения зависит от диаметра обсадной колонны, габаритов устройства и дебита скважины.
В результате (2) исследований в «Тат-НИПИнефть» найдено техническое решение, обеспечивающее в заданных поперечных габаритах скважины максимальную площадь проходного канала для нефти (и, соответственно, максимальную пропускную способность, что принципиально важно при высокой вязкости нефти в пластовых
Рис. 1. Схема устройства для последовательного отбора нефти и воды из скважины
условиях). Разработанное входное устройство новой конструкции получило название ВУ11-89. Оно согласовано с органами Госгортехнадзора, принято ведомственной приемочной комиссией и рекомендовано в производство. Применение ВУ позволило извлечь в общей сложности около 30 глубинных дозаторов, в которые раз в полгода заливалось до 200 л деэмульгатора. По ориентировочным подсчетам, применение ВУ позволило сэкономить до 7 тыс. л недешевых реагентов. Для предупреждения образования тонкодисперсных структур эмульсий в скважинах с УЭЦН автором разработана схема устройства, показанная на рисунках 1 и 2.
В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен электроцентробежный насос 3. Снизу к насосу закреплен патрубок 4 с пакерирующим элементом 5 и отверстиями для выхода жидкости 6. Под пакерирующим элемен-
том расположен переключатель потока, содержащий поплавок 7 промежуточной плотности, входные отверстия для нефти 8 и для воды 9, сферический элемент 10, пружину 11 и отверстие для выхода нефти и воды 12. Приемная полость поплавка 7 имеет посадочное седло 13. Нижний узел устройства содержит поплавок 14 промежуточной плотности и посадочное седло 15. Работа устройства заключается в следующем. Поступившая из пласта продукция в скважине расслаивается на нефть и воду. Если через верхнюю часть опущенного до забоя патрубка откачивать нефтяную фазу,то межфазный уровень в затрубном пространстве будет подниматься, а водный столб жидкости будет накапливаться. На рисунке 1 показан случай откачки нефтяной фазы, в котором сферический элемент переключения находится в крайнем правом положении, при котором отбор водной фазы перекрыт, а нефтяной - открыт. Поплавок 7 при этом находится в утопленном положении, в силу того что плотность его материала превышает плотность нефти. Поэтому посадочное седло 13 не перекрыто, и нефтяная фаза через входное окно 8 и отверстие 12 поступает на прием насоса. В это же время нижний клапан 14 в силу меньшей плотности в сравнении с водой находится во всплывшем состоянии, и посадочное седло 15 не перекрыто. По мере откачки нефтяной фазы межфазный уровень будет подниматься и подойдет к уровню верхнего клапана. Поплавок 7, оказавшись в водной фазе, всплывет и перекроет посадочное седло 13, закрыв тем самым доступ жидкости на прием насоса. При этом начнет возрастать перепад давления, действующий на элемент 10 с правой стороны. Этот перепад давления заставляет элемент 10 переместиться в крайнее левое положение и зафиксироваться пружиной 11. После этого начнется процесс откачки водной фазы из скважины, и межфазный уровень в ее стволе будет снижаться по мере накопления нефти, а поплавок вновь опустится вниз (рис.2).
Откачка водной фазы из скважины постепенно приведет к тому, что межфазный уровень подойдет к нижнему поплавку 14. Оказавшись в нефтяной фазе, он в силу большей плотности утонет и
ЦФИРМСЕРВИС
консалтинговые услуги
Ростехнадзор
[¡Г Разрешение на применение
йГ Лизцензии
[¡Г Сертификация
[¡Г Экспертиза промышленной безопастности
WWW.NEFTEGAS.INFO
tif Адрес: 125424, г. Москва,
Волоколамское ш„ д. 73, офис 421
ЙГ Тел.: (495) 545-31-95
йГ Web: www.firmservice.ru
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
перекроет седло 15, закрыв тем самым доступ жидкости к приему насоса. Образовавшийся перепад давления заставляет элемент 10 перемещаться в крайнее правое положение и открыть доступ нефти на прием насоса через отверстия 12 и 6, начнется новый цикл откачки нефти и т.д. Достаточно большой объем жидкости в пространстве между патрубком 4 и обсадной колонной скважины 1 обеспечивает большие длины чередующихся пробок нефти и воды в насосном подъемнике. За счет этого большая часть объема пластовой жидкости будет откачиваться без смешения и образования стойких эмульсий.
Опытно-промышленные испытания технологии последовательной откачки нефти и воды были проведены на скв. 2830, оборудованной электроцентробежной установкой УЭЦН 5-80-1200. Дебит скважины составлял 82 м3/сут., обводненность - 97%, глубина подвески - 1211 м.
К нижнему фланцу погружные электродвигателя были подвешены трубы НКТ общей длиной около 30 м и внутренним диаметром 62,5 мм. На расстоянии 300 мм от фланцы располагались 4 перфо-
рационных отверстия диаметром 15 мм. Ниже отверстий был размещен герметизирующий элемент, представляющий собой пачку резиновых круглых пластин, между которыми расположены стальные пластины толщиной 2 мм. Резиновые пластины по диаметру превышали диаметр эксплуатационной колонны на 4 мм, а диаметр стальных пластин был меньше на 4 мм. Общее количество резиновых пластин составляло 20. Все посадочные седла клапанов использовались от стандартных штанговых насосов. Сферические поплавки промежуточной плотности были выполнены из полиэтилена с плотностью 950 кг/м3.
Переключающий орган был выполнен в виде цилиндра с противоположно расположенными посадочными седлами.В центре цилиндра размещался стальной сферический элемент и пружина, фиксирующая шар только в двух крайних положениях. В левом положении шара к приему насоса поступала вода, в правом - нефть.
До проведения опытно-промышленных работ среднее значение степени разрушенности нефтяной эмульсии на устье скважины составило около 93%.
Эксперименты показали, что за период подъема столба жидкости в НКТ нефтяная и водная чередующиеся пробки практически полностью «размываются», т.е. нефтяная фаза успевает всплыть в водных пробках и смешиваться с водой.
В этой связи значения обводненности жидкости до и после спуска оборудования оставались практически неизменными и составляли около 97%. Однако степень разрушенности эмульсии на устье скважины заметно возросла с 93 до 97%. В ряде случаев наблюдается 100%-ное значение, что отсутствовало до спуска оборудования. Это говорит о том, что эмульгирование водонефтяного потока в рабочих ступенях УЭЦН существенно уменьшилось за счет чередования поступления нефти и воды на прием насоса.
выводы
1. Показан опыт применения последовательной откачки с забойного участка обводненной скважины нефтяной и водной фазы, внедренной в Республиках Татарстан и Башкортостан. Схемы применены в скважинах, оборудованных штанговыми насосными установками, а также диафрагменны-ми насосами.
2. Разработана и испытана установка электроцентробежного насоса со входным устройством, позволяющим поочередно откачивать нефть и воду с забойного участка ствола скважины. Установка включает патрубок-хвостовик, подвешенный внизу к ЭЦН и герметизирующий элемент, а также клапанные узлы для автоматического переключения потоков.
Литература:
1. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. - Уфа: Башкнигоиздат. 1991.
2. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. - М.: Недра, 2005. -317 с.
3. Сафонов В.Е. Совершенствование эксплуатации обводненных скважин установками электродиафрагменных насосов //Автореферат дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - Уфа: ИПТЭР, 2006. - 25 с.
4. Сафонов В.Е., Валишин Ю.Г. Результаты промыслового опыта последовательного отбора нефти и воды из скважины // Геология палеозоя и верхнего протерозоя / Доразработка и нефтеотдача. - 2001. - С. 150-156.
5. Сафонов Е.Н., Низамов К.Р., Фролов В.А. Сброс, подготовка нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях, защита оборудования от коррозии// 60 лет девонской нефти/ Сб. докладов научн.-практич. конференции. - Уфа, 2004. - С. 113-115.
Ключевые слова: добыча нефти, обводненная продукция скважин, водо-нефтяная эмульсия,установка электроприводного центробежного насоса, последовательная откачка нефти и воды.
KIOGE
Официальная поддержка
ваашоооооа
Министерство нефти и газа Республики Казахстан
Организаторы
ITE LLC Moscow
Тел.: +7 (495) 935 7350, 788 5585 Факс: +7 (495) 935 7351 oil-gas@ite-expo.ru
ITE Group Pic
Tel.: +44 (0) 207 596 5000 Fax: +44 (0) 207 596 5111 oilgas@ite-exhibitions.com
Approved Event
19-я Казахстанская Международная Выставка и Конференция
НЕФТЬ И ГАЗ
www.kioge.ru
м
