авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов

-- [ Страница 2 ] --

Таблица 3 – Корреляционная матрица (КМ) для анализа Кпод

Кпод
КМ n Рпр мах Кпод
n 1,000 - 0,216 0,408 - 0,029 - 0,360 - 0,040
- 0,216 1,000 - 0,361 - 0,075 0,317 - 0,022
Рпр 0,408 - 0,361 1,000 0,037 - 0,306 0,250
мах - 0,029 - 0,075 0,037 1,000 - 0,014 - 0,160
- 0,360 0,317 - 0,306 - 0,014 1,000 0,035
Кпод 0,040 - 0,022 0,250 - 0,160 0,035 1,000

  Зависимость токовой нагрузки от максимального угла искривления ствола-0

Рисунок 1 – Зависимость токовой нагрузки от максимального угла искривления ствола скважины

  Зависимость МРП от максимального угла искривления ствола скважины -1

Рисунок 2 – Зависимость МРП от максимального угла искривления ствола скважины

Анализ формул (1), (2) и (3), а также таблиц 1, 2 и 3 показал следующее.

При увеличении числа оборотов вала винтового насоса со 141 до 388 мин-1 происходит рост токовой нагрузки на оборудование с 9,2 до 12,0 А. При этом межремонтный период работы снижается с 500 до 320 сут.

Наибольшее влияние на J и МРП оказывает параметр скважины max. При достижении величины последнего 6,3 град/10 м МРП снижается до 300 сут, а токовая нагрузка возрастает до 12,2 А. Кривизна ствола скважины оказывает влияние и на коэффициент подачи УСВН. В сравнении с условно вертикальными скважинами Кпод в искривленной скважине снижается с 0,68 до 0,51.

Влияние вязкости жидкости на показатели эксплуатации неоднозначно. С одной стороны, ее рост с 24 до 350 мПас снижает токовую нагрузку с 12 до 8 А, но с другой, уменьшает МРП с 620 до 500 сут. Очевидно, это связано с относительно небольшими значениями вязкости обводненной нефти.

Наибольшее положительное влияние на Кпод оказывает давление на приеме насоса Рпр (таблица 3). С ростом числа оборотов и вязкости жидкости коэффициент подачи в небольшой степени снижается.

В третьей главе рассмотрены закономерности подъема пластовых жидкостей в стволе скважин, оборудованных УСВН, с помощью модели потока дрейфа и эмульгирования пластовых флюидов в винтовых парах насосов. Исследования проведены в связи с разработкой технологии разделения пластовых флюидов на забойном участке ствола скважины и непосредственной утилизации пластовой воды в нижележащий горизонт.

Исследованиями установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах насосных установок. Попадание смеси в контактную зону ротора с эластомером на пути ее движения от приема к выкиду насоса и высокий градиент скорости в зонах контакта, доходящий до 104 с-1 и выше, приводят к образованию дисперсных структур эмульсий обратного типа с наиболее вероятным диаметром капель воды от 5 до 25 мкм (скважины №№ 200, 469 и 256). С ростом обводненности нефти этот размер увеличивается в связи с коалесценцией плотно упакованных капель в сдвиговом поле при их контактах.

На рисунке 3 приведена дифференциальная кривая распределения диаметров капель эмульсии, отобранной на устье скважины № 11217. Наиболее вероятный размер эмульгированных капель составляет около 7 мкм.

  Дифференциальная кривая распределения капель водной фазы эмульсии по-2

Рисунок 3 – Дифференциальная кривая распределения капель
водной фазы эмульсии по размерам (скважина № 11217)

В таблице 4 приведены результаты анализа вязкости обводненной нефти на устье скважин до и после перевода их на эксплуатацию с УСШН на УСВН. Рост вязкости эмульсии при прочих равных условиях связан с возрастанием степени дисперсности водной фазы. Из таблицы 4 видно значительное увеличение вязкости продукции после перевода скважин № 242 и № 1314 с УСШН на УСВН.

Таблица 4 – Физические свойства обводненных нефтей на устье скважин до и после спуска винтовых насосов

Физические свойства Скважина №
1331 242 1314
до после до после до после
Дата отбора Содержание воды, % Плотность при 20 °С, кг/м3 Мехпримеси, мг/л Вязкость, мПас, при 20 °С Содержание серы, % Содержание смол, % Содержание парафина, % Температура плавления парафина, °С Содержание асфальтенов, % Оптическая плотность 12.07.73 0,18 887 240 43,40 2,81 30,74 6,58 59 4,70 0,298 06.09.94 4,00 979 7550 39,83 3,78 14,11 1,81 52 4,48 0,350 07.04.93 6,00 957 450 1715,00 1,77 22,00 1,79 60 11,57 0,466 15.11.94 14,00 952 580 не течет 3,73 31,60 1,47 58 7,98 - 10.04.76 29,20 905 не опр. 74,45 2,27 21,76 2,95 58 7,12 0,324 29.06.95 14,00 956 2480 156,59 2,64 13,99 3,23 51 8,81 0,340

В этой связи возникает необходимость предупреждения смешения жидкостей и образования тонкодисперсных структур эмульсий путем разделения смеси перед ее входом в насос. Для этого предпочтение отдается расположению нефтяного пропластка выше водонасыщенного. В противном случае возникают противотоки жидкостей в силу их различия по плотностям, и возможны нарушения их разделения. Изучение потока дрейфа позволяет определить предельно допустимые дебиты нефти и воды в противотоках, превышение которых ведет к «захлёбыванию» потоков и нарушению разделения фаз. Под «захлёбыванием» потоков подразумевается унос водной фазы восходящим потоком нефти или унос нефтяной фазы нисходящим потоком воды.

Исследования, проведенные на четырех скважинах с помощью двух глубинных манометров с интервалом 100 м, позволили определить плотности водонефтяной смеси на забойных участках, на основании которых была построена серия прямых в координатах «приведенная скорость нефти (W1) – приведенная скорость воды (W2)»:

W1 = W2 + , (4)

где W1= Qн/S;

S – площадь сечения колонны;

W2 = Qв/S ;

Qн, Qв – дебиты скважины по нефти и воде;

= – истинное водосодержание смеси;

, , – плотности смеси, воды, нефти;

W1с = Wс (-В) – плотность потока дрейфа;

Wс = Qскв/S ;

Qскв – дебит скважины по жидкости;

В – обводненность продукции, д.ед.

 1 – 0,16; 2 – 0,26; 3 – 0,37; 4 – линия «захлебывания» потока дрейфа  Зависимости-11

1 – 0,16; 2 – 0,26; 3 – 0,37;

4 – линия «захлебывания» потока дрейфа

Рисунок 4 – Зависимости приведенной скорости нефти W1
от приведенной скорости воды W2 при значениях (1-)

Огибающая серии прямых по (4) в квадранте с положительными значениями W1 и отрицательными W2 (рисунок 4) позволяет получить предельные значения дебитов в противотоке жидкостей (таблица 5), при которых еще возможно разделение нефтяной и водной фаз.

Таблица 5 – Предельные значения дебитов нефти и воды в противотоках

Qн, м3/сут 29,80 19,60 13,20 7,59 5,26 1,85 0
Qв, м3/сут 0 14,8 28,3 34,3 52,1 71,0 108,0

Таким образом, в столбе неподвижной воды предельный дебит нефтяной фазы в восходящем потоке составляет 29,8 м3/сут, а в столбе неподвижной нефти предельный дебит водной фазы в нисходящем потоке составляет 108,0 м3/сут.

В четвертой главе приводятся результаты разработки технологии разделения пластовых флюидов в интервале продуктивного разреза и закачки воды в поглощающий нижележащий горизонт.

Выполнен анализ промысловых исследований по выявлению наиболее значимого фактора в образовании высокодисперсных эмульсий в скважинах с УСВН и замерам гидродинамического давления в насосном подъемнике. Эмульсии создавались путем закачки дегазированной нефти в затрубное пространство скважины № 242 Югомаш-Максимовского месторождения. В стволе скважины при проведении подземного ремонта в этот период находился столб воды. Смешение воды с закачиваемой нефтью приводило к образованию эмульсий только за счет винтовой пары насоса при отсутствии влияния газовой фазы. Выше насоса в патроне, расположенном между двумя штангами, находился термоманометр АМТ.

Сопоставление дисперсного состава полученной искусственной эмульсии с естественными эмульсиями других скважин с УСВН показало идентичный характер дифференциальных кривых распределения водных капель по размерам, что свидетельствовало о винтовой паре как основном факторе эмульгирования жидкостей

На рисунке 5 представлена запись давления во времени в нижней части насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой виден резкий подъем давления в период движения образовавшейся эмульсии в колонне труб. Таким образом, предупреждение совместного движения пластовых жидкостей через винтовой насос позволило бы предотвратить образование тонкодисперсных структур эмульсий и связанные с этим осложнения в добыче нефти.

Рисунок 5 – Запись давления жидкости в НКТ скважины № 242

В этой связи была разработана технология разделения пластовых жидкостей в зоне их поступления в скважину с последующей закачкой отделившейся воды в нижележащий поглощающий горизонт без подъема на поверхность.

На рисунке 6 изображена принципиальная схема разработанной технологии.

В скважине 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущены последовательно соединенные между собой винтовые насосы 3 и 4. Привод роторов обоих насосов передается через вращающуюся колонну штанг 5. Червячный вал насоса 3 соединен с аналогичным валом насоса 4 с помощью полированного штока 6, проходящего через сальник 7. Ниже насоса 3 расположено входное устройство 8 для ввода жидкости из скважинного пространства.

Ниже насоса 5 расположено входное устройство 9 с патрубком 10, проходящим через пакер 11. Пакер 11 расположен между пластами и . Нижний насос имеет внешний концентрический кожух 12, образующий герметичную камеру.

Работа устройства заключается в следующем.

Выходящая из пласта водонефтяная смесь в стволе скважины расслаивается на нефть и воду. Нефтяная фаза, как более легкая жидкость, движется вверх и поступает во входное устройство 8 и откачивается из скважины насосом 3 по колонне насосно-компрессорных труб 2. Вращение червячного вала насоса 3 через полированный шток 6 передается валу насоса 4. Водная фаза, занимающая нижнее положение в надпакерном пространстве скважины, поступает на прием насоса 4 через радиальные отверстия входного устройства 9 и далее через герметичное пространство кожуха 12, пазы входного устройства 9 и патрубок 10 и нагнетается в принимающий пласт . Таким образом, попутнодобываемая из пласта вода, не поднимаясь на поверхность, утилизируется через эту же добывающую скважину.

Согласно данным таблицы 5 и расчетов, в стволе скважины существовали условия разделения воды и нефти в зоне их совместного движения.

Опытно-промышленные испытания технологии проведены на скважине № 256 Урустамакского месторождения. Были применены насосы 15ТР1200 с глубиной спуска верхнего насоса 750 м и нижнего 1210 м. Интервалы перфорации составляли 1201,4…1205,2; 1222,0…1226,0; искусственный забой – 1264,7 м. При динамическом уровне 433 м дебит скважины соответствовал 4,3 м3/сут, обводненность – 50 %. Разделительный пакер с упором на забой был установлен на глубине 1215 м над кровлей нижнего пласта. Контроль за процессом закачки воды осуществлялся автономным измерительным модулем АСИМ-2, измеряющим и передающим информацию по давлению и объему закачки жидкости.

Рисунок 6 – Принципиальная схема добычи нефти и закачки воды

в поглощающий горизонт

Добыча обводненной нефти производилась из бобриковского горизонта, а закачка попутнодобываемой воды в кизиловский горизонт.

Общая наработка установки на 01.08.2007 г. составила около 1300 сут. Экономический эффект от внедрения технологии составил
126,7 тыс. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ и обобщение опыта эксплуатации установок винтовых насосов на месторождениях нефти Республик Татарстан и Башкортостан показали снижение эффективности их работы из-за существенного влияния абразивных частиц в откачиваемой среде, кривизны стволов скважин и вязкости откачиваемой жидкости.

2. Выполнен статистический анализ влияния геолого-технических и промысловых параметров эксплуатации на межремонтный период работы, токовую нагрузку на привод и коэффициент подачи УСВН в скважинах Урустамакского, Урмышлинского и Кузайкинского месторождений. Показано снижение МРП скважин в 1,17…2,30 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/10 м и вязкости до 335 мПас.

3. Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10…14 кратному росту ее вязкости. При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза. Исследованиями закономерностей движения водонефтяных смесей в скважинах указанных месторождений глубинными приборами установлены предельные дебиты нефти (29,8 м3/сут) и воды (108 м3/сут) в противотоках, превышение которых исключает возможность разделения фаз в скважинах.

4. Разработана технология предупреждения образования стойких водонефтяных эмульсий в скважинах с УСВН путем разделения пластовых жидкостей в интервале расположения продуктивного горизонта и непосредственной закачки насосом попутнодобываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт.

5. В результате внедрения технологии в ЗАО «Татойлгаз» получен экономический эффект в размере 126,7 тыс. руб. Длительная эксплуатация установки на скважине № 256 Урустамакского месторождения без осложнений позволяет рекомендовать технологию для эксплуатации обводненных скважин с УСВН в аналогичных геолого-промысловых условиях.

Основные результаты работы диссертации опубликованы

в следующих работах:

1. Бадретдинов А.М., Мамонов Ф.А., Валеев А.М., Загиров Р.Я., Ахметгалеев Р.З. Эмульгирование водонефтяных смесей в рабочих органах винтовых насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2005. – Вып. 64.
С. 225-228.

2. Мамонов Ф.А., Бадретдинов А.М., Валеев А.М., Ахметгалеев Р.З. Закономерности разделения водонефтяной смеси в динамических условиях // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2005. – Вып. 64. С. 159-162.

3. Мурыжников А.Н., Мамонов Ф.А., Бадретдинов А.М. Сепарация газа из концентрированных нефтяных эмульсий // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. / ИПТЭР. – Уфа, 2005. – Вып. 64. С. 140-142.

4. Бадретдинов А.М., Валеев А.М. Перспективы внедрения винтовых насосов для добычи нефти в Урало-Поволжье // 60 лет девонской нефти. Матер. научн.-практ. конф. – Октябрьский, 2004. – С. 174.

5. Бадретдинов А.М., Валеев А.М. Применение винтовых насосов для эксплуатации многопластовых месторождений // Матер. ІV научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа. – Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. – С. 156.

6. Бадретдинов А.М., Валеев А.М. Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 1. – С. 68-70.

7. Патент 2284410 РФ. Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт / Р.Х. Фассахов, А.М. Бадретдинов, А.М. Валеев (РФ). – 2004116443/03; Заявлено 31.05.2004; Опубл. 27.09.2006. БИ 27.

8. Патент 2290496 РФ. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважин / У.М. Абуталипов, В.Е. Сафонов, А.М. Бадретдинов, А.М. Валеев, К.Р. Уразаков, П.А. Чернов (РФ). – 2005103465/03; Заявлено 10.02.2005; Опубл. 27.12.2006. БИ 36.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 20 августа 2008 г. Бумага писчая.

Заказ № 372. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.