Повышение эффективности работы добывающих скважин путем регулирования буферного давления

Введение Буферное давление – один из ключевых параметров работы добывающих скважин, которому в настоящее время не уделяется особого внимания. Наша задача – показать возможности, которые открываются перед нефтяниками при регулировании буферного давления. Это прежде всего оптимизация работы фонда скважин и увеличение добычи нефти, борьба с осложнениями, проведение исследований скважин, упрощение вывода скважин на режим, упрощение подбора ГНО и т. д.

Введение Специалистами нашей компании создано оборудование, представляющее собой клапанный механизм (далее, клапан буферный КБ), устанавливающийся в составе устьевой обвязки скважины.

Введение Внедрением клапана КБ и повышением буферного давления достигаются следующие эффекты: Перевод скважин, оборудованных погружными центробежными насосами, на суточный режим работы; Повышение температуры добываемой жидкости; Автоматическое закрывание скважины при отключении погружного насоса; Снижение токовых нагрузок ПЭД при выводе скважин на режим; Проведение исследований скважин методом установившихся отборов; Повышение давления для регулирования режима работы фонтанной скважины; Упрощение подбора УЭЦН; Повышение эффективности работы и срока работы УЭЦН; Высвобождение частотно-регулируемых станций управления.

Перевод скважин на суточный режим работы Работа системы насос – скважина описывается графически при помощи напорной характеристики насоса и характеристики скважины. Если расход насоса превышает дебит скважины, то динамический уровень опускается к приему насоса и происходит срыв подачи. Для обеспечения работы скважины в суточном режиме необходимо синхронизировать систему пласт – скважина с тем, чтобы расход насоса соответствовал объему поступления жидкости из пласта в скважину и при этом обеспечивался необходимый динамический уровень (погружение насоса под динамический уровень, забойное давление). Для того, чтобы снизить расход насоса, в соответствии с напорной характеристикой, необходимо изъять излишки напора насоса, а это можно сделать увеличением противодавления на насос, то есть увеличением буферного давления. Рассмотрим характеристику системы насос – скважина на примере ЭЦН

Перевод скважин на суточный режим работы Q1Q1 H1H1 Q2Q2 H2H2 H 260 м P 26 атм

При периодической эксплуатации депрессия во время работы скважины поднимается до максимального уровня и скважина отключается для накопления, в это время депрессия на пласт снижается. При суточной работе скважины можно удерживать депрессию на постоянном максимальном уровне, поэтому среднесуточная депрессия на пласт суточной скважины выше среднесуточной депрессии периодической скважины, а значит добыча суточной скважины выше добычи периодической скважины. Перевод скважин на суточный режим работы

Таким образом, суточный режим работы скважины имеет следующие преимущества по сравнению с периодической эксплуатацией: - увеличение добычи нефти за счет повышения среднесуточной депрессии на пласт; - увеличение наработки на отказ глубинно-насосного оборудования за счет уменьшения пусковых токов ПЭД; - возможность более точно определять обводненность продукции скважины, так как у периодической скважины обводненность очень существенно меняется во времени и выделить среднюю обводненность очень тяжело; - более точное определение газового фактора при наличии кроме буферного еще и затрубного клапана, осуществляющего равномерное стравливание газа из затрубного пространства.

Вывод скважин на режим N В большинстве случаев при выводе скважины на режим возникают повышенные токовые нагрузки на погружной электродвигатель, что связано с: - большой плотностью откачиваемой жидкости глушения; - перекачкой насосом вязких эмульсий, возникающих при смешивании жидкости глушения и нефти; - работой насоса с подпором жидкости глушения в затрубном пространстве

Повышение температуры добываемой жидкости В условиях движения газожидкостной смеси в НКТ на участке от низа колонны к устью скважины происходит падение давления, снижение плотности жидкости, увеличение скорости движения потока, изменение структуры потока на пробковый, а также снижение температуры газожидкостной смеси за счет выделения из жидкости свободного газа и его расширения. Все это приводит к ускорению процесса кристаллизации АСПВ и возникновению подбросов скребков. Повышение буферного давления выравнивает и стабилизирует структуру потока, снижает количество выделяемого из жидкости газа, уменьшает эффект Джоуля-Томсона, при этом повышается температура добываемой ГЖС, снижается интенсивность отложения парафина и уменьшается количество подбросов скребков.

Автоматическое закрывание скважины при отключении погружного насоса Во многих скважинах при отключении погружного насоса существует необходимость закрытия скважин, что преимущественно связано с продолжающимся подъемом по лифту газового потока, что ведет к охлаждению и «сушке» парафина. Парафин при этом становится более твердым и прочным и существенно сложнее подвергается очистке при помощи скребка, в некоторых случаях возникают подбросы скребка. При отключении погружного насоса, на скважине, оборудованной буферным клапаном, происходит срабатывание клапанного механизма, и пространство НКТ оказывается изолированным от выкидной линии и затрубного пространства, таким образом исключается процесс охлаждения и «сушки» парафина газом. Кроме того, буферный клапан будет выполнять функцию обратного клапана, то есть исключит попадание добытой жидкости из выкидной линии обратно в скважину.

Проведение исследований скважин методом установившихся отборов Исследования скважин методом установившихся отборов проводится на фонтанном фонде, что связано с невозможностью регулирования объемов извлечения жидкости на скважинах, оборудованных погружными насосами. При использовании буферного клапана появляется возможность регулировать объемы извлечения жидкости перемещая точку работы насоса ЭЦН по напорной характеристике.

Повышение давления для регулирования режима работы фонтанной скважины Регулирование режима работы фонтанной скважины на текущий момент осуществляется при помощи набора штуцеров различного диаметра, при необходимости увеличения добычи жидкости из скважины устанавливается штуцер большего диаметра, при необходимости уменьшения количества извлечения жидкости из скважины устанавливается штуцер меньшего диаметра. При этом регулирование давления, а значит и объемов извлечения жидкости осуществляется дискретно, т. е. ступенчато. Использование буферного клапана позволит плавно регулировать буферное давление на скважине, а значит более точно устанавливать необходимый режим работы фонтанной скважины. Кроме того, клапан позволит уменьшить простои фонтанных скважин на смену штуцера: установив буферный клапан один раз можно в дальнейшем менять режимы работы фонтанной скважины без ее остановки, а продувку скважины осуществлять без байпасной линии в составе устьевой арматуры. Также упрощается процесс исследования скважин методом установившихся отборов.

Упрощение подбора УЭЦН Подбор установки электроцентробежного насоса для конкретной скважины – одна из сложнейших задач для инженеров нефтепромысла и тому есть масса причин: каждая установка обладает своей напорной характеристикой, которая отличается от заводской, на производительность установки может влиять мощность спускаемого насоса, входное газосодержание, вязкость газожидкостной смеси, да и просто нужного насоса может не оказаться на складе. Для упрощения подбора насоса можно спустить в скважину насос с заведомо завышенным напором, а затем отрегулировать давление на буфере (при этом запас по напору можно снять увеличением буферного давления) и добиться оптимальных параметров режима работы скважины (динамический уровень, дебит скважины и т. д.).

Повышение эффективности работы и срока работы УЭЦН В процессе эксплуатации из-за износа или отложения различных веществ в рабочих органах насоса (солей, парафина, мехпримесей и т. д.) или по другим причинам возможно ухудшение напорной характеристики относительно ее начального положения. В этом случае возникают проблемы с эксплуатацией скважин – из-за нехватки напора снижается дебит скважин, возникают частые срывы подачи, предприятие терпит убытки из-за недоборов по нефти и из-за преждевременного проведения ремонта. Для недопущения подобных ситуаций предлагается спустить в скважину насос с заведомо завышенным напором, затем отрегулировать давление на буфере и добиться оптимальных параметров режима работы скважины. Если в процессе эксплуатации будет зафиксировано снижение напорной характеристики насоса, то снизив давление на буфере при помощи буферного клапана можно вновь вернуть установку к нормальному режиму работы, существенно продлив срок ее работы.

Высвобождение частотно-регулируемых станций управления Для перевода скважин на суточный режим работы применяются частотно-регулируемые станции управления погружных насосов, причем частотная станция дороже обычной в 3 – 4 раза. Для перевода скважин на суточный режим можно применить буферный клапан, стоимость которого на порядок меньше стоимости частотной станции управления, при этом скважину необходимо будет укомплектовать обычной станцией управления. Освободившуюся частотную станцию можно будет использовать для других целей, например, для увеличения добычи нефти на скважинах, имеющих потенциал по добыче и т. д. Это позволит более эффективно использовать фонд дорогостоящих частотных станций управления.

Разрешительная документация Выпускаемое оборудование сертифицировано и имеет разрешение на применение РТН. Технология и техническое устройство запатентовано.

Влияние повышения буферного давления на НКТ Увеличение буферного давления влечет за собой увеличение давления внутри колонны НКТ. Повышение давления приводит к увеличению нагрузок на разрыв тела трубы и на резьбы НКТ. Увеличение нагрузок на тело трубы не является большой проблемой, так, например, на нагнетательных скважинах нормальное давление на устье составляет около 200 атм и при этих давлениях труба работает годами и никаких проблем не возникает. Поэтому сразу переключимся к оценке увеличения нагрузок на резьбы НКТ. Максимальные нагрузки на резьбы насосно-компрессорных труб испытывают верхние трубы и подвесной патрубок. Рассмотрим увеличение буферного давления на 1 атм: P = ρ x g x h =>

Таким образом, 1 атм приблизительно равна увеличению массы жидкости внутри лифта НКТ на 10 метров водяного столба плотностью 1000 кг/м 3. Масса 10 м водяного столба составляет: 1 метр НКТ весит около 10 кг, 1 атм эквивалентна 30 кг водяного столба Следовательно, повышение буферного давления на 1 атм эквивалентно по нагрузке на резьбы НКТ увеличению подвески на 3 метра. Таким образом, увеличение буферного давления на 10 атм. эквивалентно увеличению подвески на 30 м, а повышение давления на буфере на 50 атм. эквивалентно увеличению подвески на 150 м. Влиянием увеличения плотности жидкости в НКТ (способствующей увеличению нагрузок на резьбы) и Архимедовой силы (уменьшающей вредное воздействие на резьбы) мы пренебрегаем. Влияние повышения буферного давления на НКТ

Выводы Буферное давление – один из ключевых параметров работы добывающих скважин, мы рекомендуем нефтяным компаниям включать в состав устьевой обвязки скважин буферный клапан КБ, это позволит вам решать массу проблем, возникающих при эксплуатации скважин, сэкономить существенные денежные средства и выйти на качественно более высокие показатели работы фонда скважин. А мы готовы оказать вам всестороннюю помощь в подборе оптимального буферного давления для конкретных скважин и в обучении специалистов- технологов работе с нашим оборудованием. С уважением, коллектив ООО «НСК «Бурсервис – Пермь»

Контактная информация Общество с ограниченной ответственностью «Нефтесервисная компания «Бурсервис-Пермь» Россия, , г. Пермь, ул. Янаульская, дом 9, а/я 848. Тел: Тел/факс: Контактное лицо: Семенищев Сергей Владимирович Тел: