Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти

ДОБЫЧА

УДК 622.276.53.054.23:621.694

А.н. дроздов, д.т.н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти

Механизированная добыча нефти на многих месторождениях России серьёзно осложнена вследствие негативного воздействия различных факторов: низкого притока из пласта, повышенного газосодержания откачиваемой жидкости, сильного искривления скважин, интенсивного выноса механических примесей, высоких температур и т.д. Наработка на отказ традиционных для нашей страны видов нефтепромыслового оборудования - установок погружных центробежных и штанговых глубинных насосов - в этих условиях существенно снижается. Кроме того, низкоде-битные скважины зачастую не удаётся освоить традиционным насосным оборудованием, и они уходят в бездействие.

Одним из наилучших способов эксплуатации скважин в осложнённых условиях является добыча нефти установками погружных гидроструйных насосов (ГСН). Эти насосы надёжны, просты по конструкции, невелики по размерам, способны успешно работать в искривлённых скважинах при высоких температурах и газосодержаниях. Недостатками гидроструйных насосов являются относительно низкий КПД и необходимость установки наземной силовой насосной станции. Однако они отходят на второй план в тех случаях, когда скважины не удаётся эффективно эксплуатировать другими способами. Развитие гидроструйного способа эксплуатации скважин связано в первую очередь с беспакерной компоновкой струйного аппарата. Такая разработка по заказу ОАО «Самотлорнефтегаз» была выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В ОАО «Самотлорнефтегаз» гидроструйными насосами было оборудовано 84 действующих скважины, причем 83 из них - беспакерными компоновками, подземное оборудование для которых изготовлено ЗАО «Квант». Средний дебит скважины, оборудованной струйным насосом, составлял по жидкости - 21,5 т/сут,

по нефти - 9,2 т/сут при весовой обводнённости 57,1%. Средняя наработка на отказ по гидроструйному фонду составляет 2371 сутки, в то время как по скважинам, оборудованным штанговыми глубинными насосами - всего 356 суток. Достигнутые результаты открывают перед установками ГСН хорошие перспективы дальнейшего использования в нефтяной промышленности [1, 2]. Но основными сдерживающими моментами при внедрении гидроструйных насосов в новых районах являются высокая цена и материалоёмкость силовых наземных насосных станций, сложность их обслуживания и низкая надёжность при повышенных давлениях нагнетания.

В качестве силовых насосов для установок гидроприводной добычи обычно используются плунжерные насосы высокого давления. К их надёжности предъявляются очень строгие требования, существенно повышающие стоимость установок и вынуждающие содержать для их обслуживания квалифицированный персонал. Стоимость сервиса настолько высока, что в условиях мирового экономического кризиса нефтяникам становится просто невыгодно эксплуатировать скважи-

ны гидроструйным способом с такими силовыми станциями. Помимо этого, работа плунжерных насосов вызывает сильную вибрацию установок и пульсацию жидкости в системе. Однако не надо забывать, что погружные центробежные насосы (ЭЦН) также можно использовать в качестве приводных агрегатов для установок ГСН. Надежность ЭЦН гораздо выше, чем плунжерных насосов, и они могут длительное время работать без обслуживания.

Следует отметить, что еще в 70-х годах прошлого века как в Советском Союзе, так и за рубежом успешно применялись установки ЭЦН для привода гидропоршневых насосов [3]. Многоступенчатые центробежные насосы размещались либо в скважинах-шурфах, либо на поверхности. При этом отмечалась экономическая целесообразность использования ЭЦН вследствие их более высокой надежности вместо силовых плунжерных насосов в осложнённых условиях эксплуатации. Известно, что горизонтальные ЭЦН используются вместо плунжерных насосов на ряде месторождений США в силовых станциях для привода гидроструйных насосов. Хотя КПД центробежного насо-

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 4 \\ апрель \ 2010

/////////

/

/ / / / /

/ /

/ у

/

/ /

штт

г

5

•у У У 7 7 7 77

ь

/ / /

/

/ /

/ /

/ /

/ /

/ /

/

/

/ /

/ /

/ /

/ й /

/ /

/ /

/ /

/

//////

6

гНКИ

{кч

к

;//////,

/ / / / / /

/ /

/ У / / /

/ /

/

/

/ /

V /' ? ; ? ? ;

7 У 7 7 7 У/Г 7 7 77 7 7

1 - добывающая скважина

2 - струйный насос

3 - шурф

4 -УЭЦН с газосепаратором и погружным центробежным сепаратором мехпримесей

5, 6 - обратные клапана 7 - АГЗУ «Спутник»

7 7 7 7 У 7 7 7 7

/

/ /

/ /

/ /

/ /

/ /

/

г

/ /

/ / /

; 4

Г /

/

/

/

/

/ /

/

///////

Рис.1. Новая технологическая схема гидроструйной эксплуатации скважин с приводом от силового погружного центробежного насоса

са меньше, чем объёмного, надежность ЭЦН при высоких давлениях нагнетания существенно выше, и это оказалось решающим обстоятельством. Из меньшего значения КПД центробежного насоса также удалось извлечь выгоду: поток нагнетаемой жидкости нагревался сильнее, и это позволило предотвратить

выпадение отложений парафина без всяких дополнительных мероприятий. С целью расширения возможностей эксплуатации осложнённых скважин с применением гидроструйных насосов была предложена технологическая схема силовой мини-станции на 1-4 скважины с приводом от ЭЦН,расположенного в

шурфе. Гидроструйный способ эксплуатации при этом упрощается настолько, что напоминает привычную и знакомую нефтяникам электронасосную добычу нефти.

Мини-станция для гидроструйной добычи по этой технологической схеме успешно введена в эксплуатацию на

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ добыча \\ 31

ДОБЫЧА

кусте 670Б Самотлорского месторождения [4]. Технологический блок мини-станции изготовлен промышленной группой «Генерация», центробежный сепаратор механических примесей -заводом «Новомет-Пермь». Силовая станция с применением погружных центробежных насосов имеет гораздо более широкие функциональные возможности, лучшую надежность и существенно меньшую стоимость по сравнению со станциями, в которых используются импортные плунжерные насосы. Так, промысловый опыт свидетельствует о том, что при давлениях нагнетания свыше 16 МПа у плунжерных насосов, приводящих в действие ГСН, резко снижается наработка на отказ. Для установок ЭЦН это значение давления нагнетания не является предельным. Современные погружные насосы развивают давления 20-30 МПа и при этом работают достаточно надежно. Внедрение силовых станций с установками ЭЦН для привода гидроструйных насосов позволит освоить и ввести в нормальную эксплуатацию значительное количество бездействующих и часторемонтируемых осложнённых скважин.

Представленная технология при соответствующей доработке силовой станции дает также весьма привлекательную возможность осуществлять гидроструйную эксплуатацию с минимальными затратами на обслуживание, что существенно сократит издержки производства. В связи с этим была разработана новая технологическая схема станции, позволяющая обойтись при эксплуатации одной АГЗУ «Спутник», а не двумя, как практикуется сейчас на промыслах.

Основная отличительная особенность новой технологической схемы состоит

в том, что обеспечивается возможность индивидуального замера дебита добываемой продукции (а не смешанного потока) по каждой из скважин, оборудованных струйными насосами (рис. 1).

Система работает следующим образом. Перед первым запуском станции шурф (3) заполняется жидкостью (например, водой или дегазированной нефтью). Затем включается силовой ЭЦН (4), нагнетающий рабочую жидкость в НКТ добывающих скважин (1) и далее - в сопла струйных насосов (2). (На рис. 1 для простоты показана лишь одна добывающая скважина, на практике их число может доходить до 10-12). Часть жидкости из шурфа (3) уходит в этот период времени на заполнение труб от станции до скважин, НКТ и кольцевого межтрубного пространства добывающих скважин (1). Объём шурфа (3) выбирается с запасом так, чтобы это обеспечить с учетом положения статического уровня и геометрических размеров труб и за-трубного пространства. После того, как с помощью струйных насосов (1) начинается добыча жидкости из скважин, смешанный поток рабочей жидкости и добываемой продукции возвращается в шурф (3). Поскольку в этот промежуток времени из шурфа (3) уходит меньше жидкости, чем приходит, то по мере заполнения давление в шурфе (3) и в линиях подвода продукции скважин к шурфу постепенно повышается. Когда давление там станет выше, чем давление в системе нефтегазосбора, открывается обратный клапан (5), и добываемая продукция начнет поступать в АГЗУ «Спутник» (7) на замер. Рабочая жидкость с попутным газом направляется в шурф (3) и далее - на прием силового ЭЦН, где установлены

сепараторы механических примесей и газа. Твердые частицы оседают в накопитель погружного центробежного сепаратора мехпримесей, а газ идет в межтрубное пространство между НКТ силового ЭЦН промежуточной колонны шурфа (3), откуда через обратный клапан (6) направляется в АГЗУ «Спутник» (7). Снабжение системы погружным, а не наземным центробежным сепаратором механических примесей позволяет обойтись без сброса грязной жидкости в «Спутник», вносящего неопределённость в замерах на мини-станции, работающей на кусте 670 Самотлорского месторождения.

Таким образом появляется возможность для полного контроля работы скважин, оборудованных гидроструйными насосами, с автоматизацией, которая обеспечит удобную эксплуатацию силами промысла, без привлечения дорогостоящих сервисных подрядчиков. В заключении следует отметить, что проблема эффективной механизированной эксплуатации низкодебитного фонда остро стоит практически перед всеми ведущими нефтяными отечественными компаниями. Кроме того, бездействующий фонд скважин составляет в настоящее время в России, по различным оценкам, примерно 16% от их общего числа, т.е. около 25 тысяч. Еще 9% (примерно 14 тысяч) скважин находятся в консервации. Разработка и промышленное производство оборудования в соответствии с предложенной новой технологической схемой для освоения и эксплуатации таких скважин гидроструйными насосами с приводом от силовых ЭЦН позволит получить дополнительную добычу нефти, повысить нефтеотдачу пластов и принесёт существенный экономический эффект.

Литература:

1. Орлов Д.Г., Териков В.А., Дроздов А.Н. и др. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении - Нефтепромысловое дело, 2003, № 11, с. 20-24.

2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: Учебное пособие для вузов. - М.: МАКС пресс, 2008. - 312 с.

3. Казак А.С. Применение многоступенчатых центробежных насосов в качестве силовых в гидропоршневых насосных установках. - Нефтяное хозяйство, 1983, № 4, с. 79-80.

4. Дроздов А.Н., Териков В.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложнённых скважин. - Нефтяное хозяйство, 2009, № 6, с. 68-72.

Ключевые слова: гидроструйный способ добычи нефти, силовая станция, погружной центробежный насос.

КАЧЕСТВО ПРОФЕССИОНАЛАМ

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

ГАЗОПРОВОДЫ

НЕФТЕПРОВОДЫ

ТЕПЛОПРОВОДЫ

ВОДОПРОВОДЫ

ТРУБОПРОВОДЫ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

интервалы для изоляции и ремонта линейных участков трубопроводов

материалы для изоляции стыков,

-'котадифтводов трубопроводов

материалы для ремонта покрытий

ООО "ГЕФЕСТ- РОСТОВ" 344064, г. Ростов-на-Дону, пер.Технологический. 5 (863) 277-44-01,277-77-93 Торговый Дом, Ростов-на-Дону (863)269-56-27, 240-71-70 Торговый Дом, Москва (499) 148-17-13,148-49-03 sales@gefestrostov.ru

www.gefestrostov. ги