Особенности эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Гумерский, Хаким Хасанович

• Гумерский, Хаким Хасанович
• кандидат технических наук
• 1996

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гумерский, Хаким Хасанович

Введение

1. Некоторые особенности расчета струйных аппаратов для эксплуатации нефтяных скважин

1.1 Расчетная схема

1.2. Уравнение характеристики высоконапорного струйного аппарата

1.3. Уравнение характеристики низконапорного струйного аппарата

1.4. Исследование влияния свободного газа на коэффициент инжекции струйного насоса

1.5. Расчет коэффициента сепарации свободного газа у приема скважинной тандемной установки

2. Теоретические основы расчета тандемной установки

2.1. Методика и алгоритм расчета глубины спуска тандемной установки

2.2. Методика и алгоритм расчета подачи тандемной установки

2.3. Методика расчета физических свойств флюидов в процессе разгазирования

2.4. Методика расчета основных расходных характеристик газожидкостного потока и суммарного градиента давления

3. Разработка технических средств и технологии эксплуатации струйных насосных установок

3.1. Тандемная установка "УЭЦН - струйный насос"

3.2. Струйная насосная установка

4. Результаты промышленного использования тандемных установок и экономическая оценка применения струйных насосных установок

4.1. Анализ технологической эффективности применения тандемных установок

4.2. Экономическая оценка эффективности применения струйных насосных установок на месторождениях Западной Сибири

4.2.1.Общие положения

4.2.2.Показатели экономической оценки

4.2.3.Результаты экономической оценки

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Особенности эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками»

Применение струйных насосов в нефтяной промышленности СССР началось в 1958 году в Азербайджане. Для промывки песчаных пробок в нефтяных скважинах был создан передвижной комплекс наземного и погружного оборудования, основными элементами которого были струйный насос с гидромониторной насадкой и двухрядный лифт. Методика расчета струйного насоса для размыва песчаной пробки и подъема пульпы разработана З.С.Помазковой на основе эмпирических зависимостей, справедливых только для одного соотношения давлений РР и Рн соответственно рабочей и инжектируемой жидкостей на входе в струйный насос (РР/Рн=26,3). Указанное соотношение имело место при проведении работ в большинстве пес-кообразующих скважин, поэтому методика расчета удовлетворяла требованиям практики [1]. Необходимо отметить, что проблема выноса твердой фазы из скважины с помощью струйных насосов является актуальной и в настоящее время.

В 1968 году в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина И.Т.Мищенко предложена схема тандемной установки "УЭЦН + струйный насос", предназначенная для повышения эффективности и оптимизации подъема жидкости за счет максимального использования энергии газа [2].

В конце 70-х годов в институте "Гипротюменнефтегаз" под руководством Ю.А.Цепляева начались работы по исследованию возможностей применения струйных аппаратов для эксплуатации нефтяных скважин [3,4,5,6]. Первые . промысловые испытания водоструйных насосов, проведенные в 1969-1971 г.г. на месторождениях Западной Сибири (на 4-х нефтяных скважинах), показали принципиальную возможность осуществления поставленной цели. В 1973-74 г.г. развернулось широкое внедрение водоструйных насосов конструкции "Гипротюменнефтегаза", предназначенных для подъема воды из водяных скважин для нужд системы поддержания пластового давления (ППД). Струйные насосы, установленные на сравнительно небольших глубинах - порядка 250^-430 м - работали с коэффициентом инжек-ции U= 6+8 и межремонтным периодом 7^8 месяцев, обеспечивая среднесуточный отбор на одну скважину порядка 2800-4000 м3/сут. В качестве рабочего агента использовалась вода высокого давления из системы ППД.

•В 1974 г. в НГДУ "Юганскнефть" испытана установка струйного насоса с глубинным приводом, в качестве которого использовался ЭЦН. Испытания показали высокую эффективность указанной установки для подъема жидкости из высокодебитных нефтяных скважин. Одновременно в "Гипротю-меннефтегаз" велись работы по созданию наземных индивидуальных силовых установок, предназначенных для привода одного или нескольких струйных насосов с использованием в качестве рабочего агента добываемой жидкости .

В результате предварительных промысловых испытаний указанной установки, проведенных в 1979-1981 г.г. на Усть-Балыкском месторождении, получен значительный межремонтный период работы (570 суток) при отсутствии постоянного обслуживающего персонала.

Методика расчета Ю.А.Цепляева, разработанная на основе теории П.Н.Каменева, впервые в СССР позволила достаточно надежно проектировать струйные установки для различных условий эксплуатации скважин при отсутствии газовой фазы в рабочей и инжектируемой жидкостях.

В начале 80-х годов в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина И.Т.Мищенко и С.Д.Мироновым проведены теоретические и экспериментальные исследования работоспособности струйных аппаратов при,инжектировании газожидкостных и трехфазных (в присутствии твердой фазы) смесей, а также высоковязких жидкостей [7,8 ]. Установлены границы вязкости инжектируемой жидкости, при которой характеристика струйного аппарата остается неизменной, а также предельная вязкость, при которой процесс инжектирования еще возможен (примерно 11 Па-с при использовании воды в качестве рабочей жидкости).

Получена эмпирическая зависимость для определения коэффициента инжекции струйного аппарата по жидкости при инжектировании газожидкостных смесей, надежно подтверждающаяся во всем диапазоне газосодержания инжектируемой среды. На ее основе с применением теории Е.Я.Соколова- Н.М.Зингера И.Т.Мищенко получено уравнение характеристики струйных аппаратов, перекачивающих как газожидкостные смеси, так и смеси с твердой фазой [9].

В начале 90-х годов в ЦНИЛ "Укрнефть" под руководством В.П.Марь-енко ' проведен комплекс работ, включающий проектирование погружного оборудования струйных установок, стендовые испытания струйных насосов и их промышленное использование на 25 скважинах различных месторождений Украины. В качестве рабочего агента использовались вода высокого давления из системы поддержания пластового давления, а также газ высокого давления из системы газлифта. Методика расчета струйных аппаратов Марьенко В.П. представляет собой симбиоз теорий Е.Я.Соколова Н.М.Зингера и Л.Г.Подвидза - Л.Г.Кириловского и содержит зависимости для расчета коэффициентов скорости камеры смешения и диффузора, которые ранее задавались ориентировочно на основе результатов стендовых испытаний [10,11].

•В этот же период в Ивано-Франковском институте нефти и газа под руководством Р.С.Яремийчука разрабатывались оборудование и технологии для освоения скважин и отработок призабойной зоны с применением струйных насосов, которые получили определенное распространение на месторождениях СССР. Для расчета струйных насосов использовалась теория Е.Я.Соколова - Н.М. Зингера [12].

В настоящее время в ГАНГ им. И.М.Губкина под руководством И.Т.Мищенко продолжаются работы по совершенствованию тандемных установок типа "УЭЦН + струйный насос" и технологии их применения для эксплуатации скважин, выходящих из бурения, или скважин, которые плохо осваиваются после подземного (капитального) ремонта [13,14]. Фирма "Инжектор" совместно с ДАООТ "Нижневартовскнефть" под научным руководством И.Т.Мищенко применяет тандемные установки для форсированного отбора жидкости, а также струйные насосные установки с наземным приводом для подъема жидкости из скважин в осложненных условиях эксплуатации (низкие динамические уровни, высокий газовый фактор, наличие мехпримесей в добываемой жидкости, гидратообразование) [15,16]. В качестве рабочего агента для струйных насосных установок используется вода высокого давления из системы поддержания пластового давления.

В США первая публикация о применении струйных насосов для подъема жидкости из нефтяных скважин появилась в 1933 году, однако первые испытания проведены лишь в 1970 году на 5 скважинах в Техасе компанией Kobe Inc. [21]. В двух из них в качестве рабочей жидкости использова лась нефть, в остальных трех - вода. Глубина спуска струйных насосов при этом была в диапазоне от 580 до 2900 метров, а добыча жидкости составляла от 13 до 160 м3/сут. К 1975 году в скважинах уже работало около 200 струйных насосов.

В настоящее время фирмы США применяют струйные насосы при опробовании пластов и освоении скважин ("Trico Industries"), при добыче нефти с высоким газовым фактором и мехпримесями ("Trico Industries", "Dresser Industries", "National Supplay" и др.) [22], при эксплуатации горизонтальных скважин с применением непрерывной колонны труб ("Jet Production Systems") для подъема тяжелых нефтей на морских месторождениях [23], для эксплуатации отдаленных скважин с большим содержанием сероводорода в продукции, для очистки скважин от песчаных пробок ("Nowsco")[24]. Фирма "Tenneco Oil" на месторождении Мэйн Пасс перешла с газлифтного способа эксплуатации на струйные насосы, после того как началось обводнение продукции. Это позволило увеличить депрессию на пласт свыше 2,4 МПа, увеличить отборы жидкости по скважине до 320 о м /сут, что не удавалось при газлифтном способе эксплуатации из-за низкого пластового давления и большого искривления скважин [25].

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют дороги, линии энергопередач и возможности осуществления бескомпрессорного газлифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин. Так, например, для подъема 150 м3/сут суммарного объема жидкости из 10 скважин, эксплуатируемых струйными установками с групповым приводом, требуется при мерно 2200 м3/сут газа с теплотворной способностью 42,6 МДж/м3. Это обеспечит работу двух газовых двигателей мощностью 186,5 кВт, а средняя высота подъема жидкости при этом составляет 1000 м [26].

Наземное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от мехпримесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в специальной сепарационной емкости (установка "Есо-nodraulic" фирмы Dresser Industries) [27], либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости (установка "Tri-codraulic") [28]. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит подпорный насос, который производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двухрядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб).

Устье скважины оборудуется 4-х ходовым клапаном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спуске или подъеме вставного струйного насоса.

Компания "Trico Industries" предлагает также устройства, регулирующие расход и давление воды, предназначенной для заводнения пластов, с тем, чтобы использовать ее в качестве рабочего агента для струйных насосов [28].

В настоящей работе рассматриваются вопросы теории струйных аппаратов, перекачивающих газожидкостные смеси. Приводятся методики расчета скважинных тандемных установок типа "УЭЦН + струйный насос", выполненные с учетом изменяющихся физических свойств флюидов. Рассмотрены варианты конструкций вставных струйных насосов для тандемной установки и струйной насосной установки с наземным приводом, а также основные особенности их эксплуатации. Проведен анализ технологической эффективности применения тандемных установок, а также выполнена экономическая оценка применения струйных насосных установок с наземным приводом для двух вариантов комплектации оборудования с одинаковыми рабочими характеристиками, но различной стоимостью.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Гумерский, Хаким Хасанович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В результате проведенных теоретических исследований получены уравнения характеристик для высоко- и низконапорных струйных аппаратов, а также зависимости для определения достижимого коэффициента инжекции и оптимальных геометрических параметров рабочего сопла и камеры смешения, которые используются при расчете струйных аппаратов для конкретных скважин.

2. Исследован вопрос инжектирования газожидкостных смесей для случаев, когда рабочий агент представлен жидкостью или газожидкостной смесью,- и получены зависимости для определения коэффициента инжекции по жидкости.

3. Для предложенной схемы разделения потоков на приеме тандемной (установки "УЭЦН - струйный насос" получено выражение для определения коэффициента сепарации свободного газа на приеме ЭЦН, используемые в алгоритме расчета струйных установок.

4. На основе вышеупомянутых теоретических зависимостей разработаны основы расчета тандемной установки, включающие методику и алгоритм расчета не только самого струйного насоса, но и глубины спуска ЭЦН и струйного насоса, а также подачи тандемной установки.

5. Разработана и испытана конструкция погружного струйного насоса для тандемной установки, а также технология ее запуска и оптимизации рабочего режима. С помощью указанного способа за период 1990 - 1995 гг. из более чем 50 скважин Самотлорского месторождения добыто около 200 тысяч тонн нефти.

6. Разработана технология запуска струйной насосной установки с наземным приводом и устройство для ее осуществления, которая позволяет повысить надежность эксплуатации добывающих скважин.

7. Проведено изучение экономической эффективности применения струйных насосных установок с наземным приводом при эксплуатации мало-дебитных скважин на примере куста из 20 скважин, ранее эксплуатировавшихся с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН), показавшее, что при реальном увеличении добычи нефти по сравнению с ШГН, струйные установки позволяют существенно снизить себестоимость добываемой нефти (в среднем на 20 тысяч рублей за тонну). При равенстве отборов (отсутствии дополнительной добычи) срок окупаемости струйной установки в среднем составляет 2 года, а себестоимость нефти, добываемой струйной установкой, при рассмотрении 4-летнего периода оказывается ниже по сравнению с базовым вариантом (ШГН).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гумерский, Хаким Хасанович, 1996 год

1. Помазкова З.С. Расчет струйных насосов к установкам для нефтяных скважин. - М: ЦБТИ, 1961.- 66 с.

2. Диффузорное устройство. Авторское свидетельство на изобретение СССР N 324379.

3. Цепляев Ю.А. О струйном способе подъема жидкостей из скважин. Труды "Гипротюменнефтегаза", вып.23, Тюмень: 1971, с.22-26.

4. Цепляев Ю.А., Бячков А.Н. Струйные насосы в проектировании добычи воды для систем поддержания пластового давления. Научно-технический сборник "Нефть и газ Тюмени" вып.13, 1972, с.47-49.

5. Цепляев Ю.А. О коэффициенте полезного действия в погружных струйных насосах. Труды "Гипротюменнефтегаза", вып.34, Тюмень: 1972, с.107-111.

6. Цепляев Ю.А.,Захарченко Н.П., Каган Я.М. Применение струйных насосов для добычи нефти. Нефтяное хозяйство. 1982, N 9, с.34-36.

7. Мищенко И.Т., Миронов С.Д. Влияние свободного газа на работу струйного насоса. Депонированные рукописи N 7, (105), ВНИИОЭНГ, 1980.

8. Мищенко И.Т.,Миронов С.Д. Исследование работы струйного насоса при откачке сверхвязкой нефти. Труды МИНХ и ГП, вып.165, М., 1983.

9. Мищенко И.Т.Докторская диссертация Теория и практика механизированной эксплуатации скважин с вязкими и многофазными флюидами, МИНХ и ГП, 1984.

10. Марьенко В.П. Кандидатская диссертация Разработка способа эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками. МИНХ и ГП, 1986.

11. Марьенко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Т., Цепляев Ю.А. Применениеструйных насосов для подъема продукции скважин. Обзорная информация ВНИИ0ЭНГ. Выпуск 14 (21), М., 1986.

12. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища школа, 1982 - 152 с.

13. Устройство для подъема газированной жидкости из скважин. Патент СССР. N 1825544, 1992.

14. Дроздов А.Н., Демьянова Л.А. Исследование процесса эжектирования струйного аппарата при истечении через сопло газожидкостной смеси. Нефтяное хозяйство, N 3, 1995.

15. Скважинная насосная установка и способ ее эксплуатации. Положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке N 94024654, 1995.

16. Способ и устройство для запуска скважинной установки. Положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке N 94024821, 1995.

17. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М., Энергоатомиз-дат, 1989.

18. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти М., Недра, 1989.

19. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. Учебное пособие. М.: ГАНГ, 1993.

20. Динков В.А., Ганиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчет коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и их смесей. М. Недра, 1984.

21. Wilson P.M. Jet free pump A progress report on two years of field performance. Proceeding of the South-western Petroleum Short Course, (April 1973), pg.165.

22. Petrie H.L., Wilson P.M., Smart E.E. Jet pumping oil wells World Oil, November 1983, December 1983, January 1984, Houston.

23. New tools/techniques upgrade drilling and production practices. World Oil, June, 1995.

24. Sas-Jaworsky II A., Tell M.E. Coiled turbing 1995 update. Production applications. World Oil, June, 1995.

25. New technology for offshore fields Ocean Industry. N 12, 1988.

26. Tjodrodiputro В., Gaul R.B., Gover G.H. Hydraulic jet pumping in a remote location World Oil, December 1986.

27. Guiberson Division of Dresser Industries. Catalog 1992-1993, USA.

28. Trico Industries, Inc. Catalog 1992-1993, USA.

29. Пример расчета скважинной тандемной установки на ЭВМ (исходные данные и основные рабочие параметры)

30. Исходные данные для расчетов:

31. Дебит по жидкости в стандартных условиях,т/сут 570.00

32. Обводненность,доли ед. 0.50

33. Плотность дегазированной нефти (в стандартных условиях),кг/куб.м 850.00

34. Плотность пластовой нефти,кг/куб.м 820.00

35. Плотность воды (в стандартных условиях),кг/куб.м 1014.00

36. Вязкость дегазированной нефти при температуре Т* ,мПа-с 16.00

37. Вязкость дегазированной нефти при 50°С,мПас 6.00

38. Вязкость пластовой нефти,мПас 3.90

39. Пластовая температура,°С 67.00

40. Пластовое давление,Мпа 20.00

41. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре,МПа 10.00

42. Газонасыщенность пластовой нефти, куб.м/т 70.00

43. Молярная доля азота в газе однократного разгазирования,доли ед. 0.06

44. Молярная доля метана в газе однократного разгазирования,доли ед. 0.56

45. Плотность газа однократного разгазирования,кг/куб.м 1.30 Давление на устье затрубного пространства,Мпа 0.80

46. Давление на устье буферного пространства,Мпа 0.70

47. Глубина скв ажины,м 2100.00

48. Горизонтальное смещение забоя скважины,м 100.00

49. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны,мм 130.001. Наружный диаметр,мм 73.00

50. Внутр.диаметр НКТ в интервале "Ьэцн-Ъстр.нас",мм 62.00

51. Внутр.диаметр НКТ в интервале "устье -Ьстр.нас",мм 73.00 Коэффициент продуктивности скважины, мЗ/МПа-сут 250.00

52. Глубина нейтрального слоя,м 30.00

53. Температура нейтрального слоя,°С Теплоемкость нефти,кДж/ (кг-°С) Теплоемкость воды,кДж/ (кг-°С)

54. Коэффициент растворимости газа в нефти,куб.м/т Коэффициент сепарации ЭЦН Коэффициент сепарации струйного насоса Коэффициент гидравлического сопротивленияактивкого сопла 0.10

55. Коэффициент гидравлического сопротивлениявхода в камеру смешения 0.17

56. Коэффициент гидравлического сопротивлениякамеры смешения 0.05

57. Суммарный коэффициент гидравлического сопротивления диффузора 0.19

58. Глубина спуска ЭЦН,м 1300.005 , 2 4 , 3, 0. 000 10 19 00 60 60

59. Диаметр (мм) -рабочего сопла- камеры смешения40300 500.00 903.001100 9 . 34 20.34 3.81 6.551637 13.00 5 . 3569900 851.001300.00 556.00 3.25 0.3055 0.80737 . 6615.38