Posted 5 сентября 2005,, 07:48
Published 5 сентября 2005,, 07:48
Modified 16 августа 2022,, 21:36
Updated 16 августа 2022,, 21:36
Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях
Николай Кузьмичев, компания «Нефть XXI век»
Ухудшение структуры запасов нефти, регистрируемое в последнее десятилетие, объективно приводит к осложнению условий эксплуатации добывающих нефтяных скважин. В результате сокращается межремонтный период стандартного нефтедобывающего оборудования, увеличиваются затраты на изготовление оборудования специального исполнения.
Существующие методы борьбы с осложнениями многочисленны и разнообразны. Однако ни один из них не может решить все проблемы, возникающие при эксплуатации нефтедобывающих скважин в осложненных условиях.
С этой точки зрения предлагаемый в статье способ является универсальным, поскольку позволяет значительно ослабить отрицательные проявления практически всех основных осложняющих факторов и упростить борьбу с ними.
В осложненных условиях рентабельная эксплуатация добывающих нефтяных скважин невозможна без реализации методов, позволяющих максимально снизить влияние наиболее негативных осложняющих факторов. В то же время до сегодняшнего дня не существует универсального инструмента, позволяющего комплексно воздействовать на наиболее значимые из них. Все известные методы ориентированы на нейтрализацию негативного влияния лишь одного осложняющего фактора. При этом во многих случаях нейтрализация негативных последствий одного осложнения влечет за собой усиление влияния другого.
Исключением из этого правила, на взгляд автора, является способ кратковременной эксплуатации добывающих нефтяных скважин (кратковременная эксплуатация скважин — КЭС).
С технической точки зрения способ КЭС представляет собой высокоэффективный симбиоз способов периодической эксплуатации скважин УЭЦН и непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электрическим приводом.
С позиций экономики при незначительном увеличении стоимости добывающего оборудования КЭС позволяет увеличить объемы добычи нефти на 10-15%, увеличить межремонтный период скважинного оборудования (МРП) в 1,5-2 раза, сократить энергопотребление в 2-3 раза.
Сравнительные характеристики метода КЭС
Так же как и периодическая эксплуатация, кратковременная эксплуатация скважин предполагает чередование периодов откачки жидкости из скважины и ее накопления в скважине.
Известно, что главным недостатком периодической эксплуатации скважин является сокращение объемов добычи нефти за счет падения среднеинтегральной депрессии на пласт. При применении обсуждаемого метода этот недостаток удается практически полностью устранить за счет сокращения периода эксплуатации скважин, включающего в себя время откачки жидкости из скважины и время накопления в ней жидкости. Очевидно, что чем меньше длительность периода эксплуатации, тем меньше потери [3].
При кратковременной эксплуатации скважин длительность периода эксплуатации скважин исчисляется минутами-десятками минут. При этом динамический уровень жидкости изменяется на 10-30 метров. Депрессия же на пласт остается практически неизменной. Приток пластовой жидкости в скважину не прекращается, незначительно изменяется лишь его интенсивность.
При периодической эксплуатации скважин с уменьшением периода эксплуатации частота воздействия электрических, механических и гидравлических ударных пусковых перегрузок увеличивается, что существенно сокращает МРП [9]. При кратковременной эксплуатации скважин этого не происходит благодаря наличию возможности осуществлять «мягкий» безударный пуск при помощи преобразователей частоты (ПЧ), входящих в состав станций управления (СУ) УЭЦН [7].
Наличие ПЧ в составе СУ дает еще один, неожиданный, на первый взгляд, результат: возможность оптимизации стоимости установок. Казалось бы, дорогостоящие СУ с ПЧ должны значительно повысить стоимость УЭЦН. Но применение ПЧ позволяет уменьшить габариты ПЭД и ЭЦН, а следовательно, их материалоемкость. В результате снижается их стоимость за счет увеличения, соответственно, частоты переменного тока и скорости вращения [2]. Повышение стоимости наземного оборудования компенсируется уменьшением стоимости погружного оборудования.
Существенно, что при уменьшении габаритов ПЭД и ЭЦН уменьшается время и повышается качество монтажа УЭЦН на скважинах, что дополнительно сокращает затраты. Установки малой длины накладывают менее жесткие требования к кривизне стволов скважин, а это особенно важно в условиях интенсификации добычи нефти.
Кратковременная эксплуатация как инструмент повышения МРП УЭЦН
При непрерывной эксплуатации скважин увеличение скорости вращения УЭЦН приводит к увеличению скорости износа насоса, которая, как известно, является степенной функцией от скорости вращения ротора насоса, с показателем степени от 2,5 до 5 единиц [7]. Кратковременная эксплуатация скважин позволяет не только полностью компенсировать указанный эффект, но и увеличить МРП по износу насоса за счет того, что насос работает, а, следовательно, изнашивается, только часть календарного времени эксплуатации. Кратность увеличения МРП по износу насоса при кратковременной эксплуатации скважин, по сравнению с непрерывной эксплуатацией, равна отношению периода эксплуатации, включающего время работы УЭЦН и время нахождения УЭЦН в состоянии покоя ко времени работы УЭЦН [1]. Иначе говоря — кратность увеличения МРП по износу насоса представляет собой величину, обратную коэффициенту загрузки оборудования.
Для полной компенсации ускорения износа ЭЦН при увеличении скорости вращения необходимо, чтобы производительность УЭЦН значительно превышала дебит скважины. Данное обстоятельство обусловлено тем, что коэффициент загрузки оборудования, от которого зависит кратность увеличения МРП по износу насоса, равен отношению дебита скважины к производительности УЭЦН. Например: при кратковременной эксплуатации скважины с дебитом по жидкости 20 м3/сут. установкой производительностью 130 м3/сут. (ЭЦНА5-80, вращающийся со скоростью 4200 об./мин.), МРП по износу насоса увеличится в 6,5 раза (рис. 1). Но за счет увеличения скорости вращения насоса до 4200 об./мин. МРП по износу насоса уменьшится в 2,3-5,4 раза. В результате воздействия обоих указанных факторов МРП по износу насоса увеличится в 1,2-2,8 раза.
Понятно, что на практике в нормальных условиях эксплуатации подобного увеличения МРП всей установки достигнуть не удастся. Раньше отказа насоса произойдет отказ другого, наименее надежного оборудования — кабельного удлинителя, гидрозащиты, газосепаратора или др. Однако при эксплуатации скважин, осложненных, например, повышенным выносом механических примесей (т.е. в условиях, когда износ насоса является определяющим фактором времени наработки на отказ всей установки), увеличение МРП при переходе на КЭС в 1,5-2 раза вполне реально.
Особо следует подчеркнуть, что подобный результат может быть получен при использовании недорогого оборудования обычного (неизносостойкого) исполнения, что возможно только при кратковременной эксплуатации скважин.
Дополнительным преимуществом насосов производительностью более 100 м3/сут. является большая, по сравнению с насосами для среднедебитных скважин (20-80 м3/сут.), высота каналов рабочих органов. Статистика свидетельствует, что малая высота каналов (около 3 мм) ЭЦН с подачами 20-30 м3/сут. — основная причина остановок скважин из-за засорения рабочих органов механическими примесями и солеотложениями [10].
По этой же причине происходит более половины отказов и других УЭЦН для среднедебитных скважин [11], т.к. высота их каналов не превышает 4,5 мм. Каналы рабочих органов ЭЦН производительностью 125-240 м3/сут. имеют высоту 5-7 мм. Поэтому отказы по причинам засорения их рабочих органов мехпримесями, проппантом и солеотложениями при кратковременной эксплуатации скважин происходят значительно реже.
Повышенное содержание мехпримесей в добываемой продукции и интенсивное отложение солей зачастую приводит к заклиниванию рабочих органов ЭЦН. Наличие в составе станций управления УЭЦН преобразователей частоты и программируемого контроллера позволяет осуществлять при КЭС «расклинивание» ЭЦН с использованием нескольких различных режимов [14] и продолжать эксплуатацию скважин без простоев и подъема добывающего оборудования.
Применение при кратковременной эксплуатации скважин УЭЦН повышенной производительности позволяет не только увеличить МРП, но и значительно снизить расход электроэнергии. Как известно, высокий КПД имеют только ЭЦН для высокодебитных скважин (более 80 м3/сут.). С уменьшением подачи КПД ЭЦН резко падает [8]. Например: насос ЭЦНА5-18 имеет максимальный КПД 28,5%, а ЭЦНА5-125 — 59% [15]. Поэтому использование для кратковременной эксплуатации скважин с дебитом 20-50 м3/сут. УЭЦН производительностью более 100 м3/сут. сокращает расход электроэнергии в 1,5-2 раза по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин установками с производительностью, соответствующей их дебиту.
В целом же регулирование параметров УЭЦН при кратковременной эксплуатации предотвращает потери электроэнергии, неизбежные при регулировании подачи погружных центробежных насосов дросселированием [1], и увеличивает кратность сокращения расхода электроэнергии до 2-3. Расчеты по общепринятым методикам [6] показывают, что КПД установок при КЭС с учетом всех видов потерь находится в диапазоне 45-50% (рис. 2). При этом удельный расход электроэнергии составляет 5,5-6 кВт-ч/м3/км (рис. 3). Типы оборудования, использованного в расчетах, и режимы эксплуатации указаны в табл. 1. В масштабах крупных нефтяных компаний сокращение расхода электроэнергии позволяет сэкономить миллионы долларов в год (рис. 4).
Повышение качества освоения скважин
Многократный запас по производительности и мощности установок при кратковременной эксплуатации скважин позволяет значительно ускорить и повысить качество освоения скважин после проведения ремонтов с глушением или при введении в эксплуатацию новых скважин.
При освоении скважин в случае необходимости откачки из нее жидкости глушения, имеющей более высокую плотность, чем пластовая жидкость, а также при длительных простоях скважин, когда пластовая жидкость в затрубном пространстве достигает статического уровня, возникает проблема охлаждения ПЭД [6]. В начальный период времени, при отсутствии притока жидкости в скважину, откачка жидкости осуществляется из затрубного пространства над установкой. Пластовая жидкость, в которой находится электродвигатель, остается почти неподвижной и быстро нагревается. Отвод тепла от ПЭД ухудшается, что ведет к перегреву двигателя и его отказу.
Принципиальной особенностью кратковременной эксплуатации скважин является то, что ПЭД всегда работает в кратковременном (типовой режим S2 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83) или периодическом кратковременном режиме (типовой режим S3 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83).
Кратковременный режим — режим работы в течение определенного времени, недостаточного для достижения теплового равновесия, за которым следует состояние покоя в течение времени, достаточного для того, чтобы температура машины сравнялась с температурой охлаждающей среды с точностью до 2(К.
Периодический кратковременный режим — последовательность одинаковых рабочих циклов, каждый из которых состоит из периода работы и периода покоя. Причем, продолжительность цикла недостаточна для достижения теплового равновесия с охлаждающей средой.
В отличие от этих режимов, при непрерывной и периодической эксплуатации скважин ПЭД работает в продолжительном режиме (типовой режим S1 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83). Для него характерна работа с постоянной нагрузкой и продолжительностью, достаточной для достижения теплового равновесия с охлаждающей средой. В результате двигатель нагревается до некоторой температуры, являющейся функцией реальной нагрузки, температуры и скорости охлаждающей ПЭД пластовой жидкости. При этом, чем меньше разность между реальной и максимально допустимой температурой ПЭД, тем ниже его надежность и, следовательно, меньше срок службы.
Время работы ПЭД при кратковременной эксплуатации исчисляется минутами. Поэтому при одинаковой температуре пластовой жидкости он не успевает нагреться до температуры, до которой нагрелся бы при непрерывной или периодической эксплуатации скважин. И это несмотря на то, что при КЭС насос откачивает пластовую жидкость преимущественно из затрубного пространства скважины над электродвигателем, что существенно снижает скорость движения жидкости, омывающей более мощный ПЭД, ухудшая условия его охлаждения.
Данное обстоятельство объясняется принципиальным отличием в характере тепловых процессов, происходящих при охлаждении ПЭД. При непрерывной и периодической эксплуатации скважин основным является процесс передачи тепла от обмотки электродвигателя через статор и корпус к охлаждающей среде. При кратковременной эксплуатации скважин поглощение тепла, выделяемого обмоткой ПЭД при откачке жидкости, осуществляется за счет нагрева его конструктивных элементов, что при непрерывной и периодической эксплуатации характерно только в короткий период времени сразу после пуска. Передача тепла от ПЭД охлаждающей среде при кратковременной эксплуатации скважин происходит во время накопления жидкости в скважине, когда УЭЦН отключена.
Отметим, что разность максимальных температур ПЭД при его работе в продолжительном режиме (непрерывная и периодическая эксплуатация скважин) и кратковременном или периодическом кратковременном режиме (кратковременная эксплуатация скважин) является резервом повышения максимально допустимой температуры скважины в зоне подвески добывающей установки. При кратковременной эксплуатации в «горячих» скважинах возможно использование УЭЦН обычного исполнения, имеющих меньшую стоимость по сравнению с УЭЦН термостойкого исполнения, при сохранении надежности на приемлемом уровне. Подобный подход решения проблемы повышения МРП оборудования в «горячих» скважинах возможен только при кратковременной эксплуатации и является уникальным.
Меньшее значение температур, до которых нагревается погружное добывающее оборудование при КЭС, обуславливает снижение интенсивности его коррозии. Принято считать, что при работе УЭЦН больше греется ПЭД. Однако ЭЦН ввиду низкого КПД (30-60%) выделяет тепла значительно больше, чем ПЭД, КПД которого выше (80-85%). С учетом того, что мощность, потребляемая УЭЦН при работе даже в среднедебитных скважинах, составляет десятки киловатт, можно утверждать, что количество выделяемого при этом тепла довольно значительно.
Вопреки распространенному мнению, температура рабочих колес ЭЦН превышает температуру омывающей их пластовой жидкости не на единицы градусов, а на десятки. Если при непрерывной эксплуатации скважин производительность УЭЦН регулируется дросселированием насоса, когда КПД ЭЦН еще больше снижается, а отвод тепла ухудшается, то температура рабочих колес может достигать температуры 200°С даже в «холодных» (< 90°С) скважинах.
При кратковременной эксплуатации скважин в кратковременном режиме работают не только ПЭД, но и ЭЦН. За короткое время откачки жидкости из скважины насос не успевает нагреться до максимальной температуры. Поэтому по сравнению с непрерывной эксплуатацией все элементы УЭЦН имеют меньшую температуру, а следовательно, меньше корродируют.
Вследствие увеличения производительности УЭЦН и скорости вращения насоса при кратковременной эксплуатации скважин возрастает скорость потока жидкости внутри ЭЦН и НКТ во время ее откачки из скважины. За счет этого усиливается срыв отложений с внутренних поверхностей ЭЦН и НКТ, уменьшается интенсивность отложения солей и АСПО [5].
Положительную роль в данном случае играют механические примеси, присутствующие в откачиваемой из скважин пластовой жидкости практически всегда. При высокой скорости потока жидкости они «полируют» внутренние поверхности ЭЦН и НКТ, препятствуя отложению солей, парафинов и асфальтенов.
Совместимость КЭС и традиционных методов борьбы с осложнениями
Кратковременная эксплуатация скважин не исключает применение «классических» технологий борьбы с осложняющими факторами, а, наоборот, повышает их эффективность. Например: внутреннюю поверхность НКТ можно очищать «летающим» скребком [16, 17]. Причем периодический режим эксплуатации скважин дает возможность существенно упростить конструкцию скребка и технологию его использования, повысить качество и надежность работы. Малый период при КЭС позволит значительно повысить эффективность работы «летающего» скребка. НКТ будет полностью очищаться от АСПО и солеотложений со средней периодичностью около получаса.
Как отмечалось выше, при кратковременной эксплуатации откачка жидкости производится в основном из затрубного пространства скважины, расположенного над установкой. Это повышает эффективность использования устьевых дозаторов ингибиторов солеотложений, ингибиторов АСПО, ингибиторов коррозии и других реагентов [12]. С одной стороны, за счет упрощения процедуры «доставки» реагентов к нужным узлам добывающего оборудования и скважин, а с другой — увеличения длительности воздействия реагентов на данные узлы благодаря значительному превышению времени накопления жидкости в скважине при неработающем оборудовании над временем откачки жидкости из нее.
Увеличение скорости потока жидкости в насосах сопровождается образованием стойких водонефтяных эмульсий, имеющих более высокую вязкость по сравнению и с водой, и с нефтью [4]. Эмульсии, имеющие наибольшую вязкость, образуются при обводненности продукции скважин в диапазоне от 40% до 75-80% [6].
Из-за образования вязких и стойких водонефтяных эмульсий расходуется большее количество электроэнергии, уменьшается МРП оборудования, усложняется работа приборов учета количества добываемой продукции, требуются дополнительные затраты на разделение эмульсий на исходные компоненты при получении товарной нефти [6].
При кратковременной эксплуатации скважин, так же как и при периодической эксплуатации, наблюдается явление гравитационной сегрегации пластовой жидкости в затрубном пространстве скважины. Нефть, имеющая меньшую плотность, во время накопления жидкости в скважине концентрируется в верхней части столба жидкости, минерализованная пластовая вода — в нижней [13]. Поэтому при кратковременной эксплуатации во время откачки жидкости из скважины сначала откачивается пластовая вода, а затем нефть. Т.е. обводненность продукции в начале откачки заведомо больше 80%, а в конце — меньше 40%. Образующиеся при кратковременной эксплуатации скважин водонефтяные эмульсии нестойкие и имеют вязкость, не намного превышающую вязкость воды и нефти, что исключает повышение расхода электроэнергии на подъем пластовой жидкости из скважины. Кроме того, уменьшаются затраты, обусловленные негативными проявлениями повышенной стойкости водонефтяных эмульсий при транспортировке сырой нефти и при получении товарной нефти.
В заключение необходимо еще раз подчеркнуть, что метод кратковременной эксплуатации нефтяных добывающих скважин — не панацея в борьбе с осложняющими факторами, возникающими при их эксплуатации. Но он дает нефтяникам-практикам мощный инструмент, с помощью которого в той или иной степени можно ослабить негативные проявления всех основных осложняющих факторов, в ряде случаев — полностью нейтрализовать их.
В данной статье автор обошел вниманием такое осложнение эксплуатации добывающих нефтяных скважин, как высокий газовый фактор. Принципиально проблема его преодоления решена, проводится испытание соответствующей технологии. После детальной отработки новой технологии она будет представлена вниманию заинтересованных специалистов отдельно.
Литература
1. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. Москва, Гостоптехиздат, 1957, стр. 129, 77-79.
2. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти (расчет и конструирование). М., Недра, 1968, стр. 128-129.
3. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983, стр. 413-414.
4. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1974, стр. 503-504.
5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, стр. 355-357. libserver.tgngu.tyumen.ru/ebook/diski/disk_1/dobicha_nefti_v_oslognenih_usloviyh/7.pdf.
6. РД 153.39.1-241-02. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО «Татнефть». Альметьевск, ОАО «Татнефть», 2001, стр. 65-69, 100, 56, 49.
7. Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 г.
8. Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 г.
10. С. Кудряшов, Ю. Левин, Д. Маркелов, О. Перельман, С. Пещеренко, А. Рабинович, С. Слепченко. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». «Технологии ТЭК», № 5, 2004. http://www.oilcapital.ru/edition/technik/archives/technik/technik_05_2004/66948.shtml.
11. Маркелов Д.В. Борьба с осложнениями в механизированной добыче нефти. «Территория Нефтегаз». № 2, 2005. www.neftegas.info/ neftegaz_arhive.html.
16. Гаврилов А.Н., Дорогушин М.Ю., Мартюшев Л.В., Семахин В.А. Способ добычи нефти с помощью погружного насоса с одновременной очисткой колонны насосно-компрессорных труб летающим скребком и установка для его осуществления. Патент РФ № 2217578. Приоритет от 21.12.01. www.fips.ru/cdfi/reestr_rupat.htm.