 |
1 - обсадная колонна, 2- колонна насосно-компрессорных труб,
|
|
|
|
1 - обсадная колонна, 2- колонна насосно-компрессорных труб,
3 - электроцентробежный насос, 4 - электропакер, 5 - влагомер, 6 - кабель электропитания и обратной связи пакера и влагомера, 7 - кожух-хвостовик ЭЦН, 8 - циркуляционное отверстие, 9 - кабель электропитания и обратной связи глубинного насоса, 10 - акустический уровнемер, 11 – динамический уровень жидкости в МП.
Рисунок 1 - Схема глубинной электроцентробежной насосной установки с электропакером
Электропакер действует в циклическом режиме: в его закрытом положении обсадная колонна перекрыта пакером, и на прием насоса поступает нефть из межтрубного пространства скважины через отверстие в кожухе-хвостовике насоса. В это время под пакером собирается нефть, а ниже нефти отстаивается вода из-за гравитационного разделения пластовой продукции. При открытии электропакера основная часть подпакерной нефти перетекает в межтрубное пространство скважины, причем определенная её часть будет поступать на прием насоса. Через некоторое время давление на приеме насоса и на забое скважины повысится, приток пластовой продукции в скважину стабилизируется и будет соответствовать производительности скважины. В этот период работы системы «пласт-скважина-насос» на прием насоса будет поступать поднимающаяся вслед за нефтью отстоявшаяся пластовая вода. Не исключено то, что часть воды изначально перетечет в межтрубное пространство в начальный период открытия электропакера.
Вслед за отстоявшейся водой по обсадной колонне поднимется пластовая продукция, состоящая из глобул нефти и воды, поступление которых нежелательно из-за образования устойчивой эмульсии в результате интенсивного перемешивания на ступенях ЭЦН.
|
|
|
Для диагностики характера поднимающейся по обсадной колонне жидкости ниже электропакера устанавливают влагомер, который постоянно передает на контроллер станции управления глубинного оборудования скважины данные по содержанию нефти и воды в потоке жидкости. При появлении под электропакером жидкости эмульсионного состава по сигналу контроллера электропакер закрывается и начинается новый цикл, состоящий из одновременного протекания двух процессов: отбора насосом малообводненной нефти из межтрубного пространства и гравитационного разделения эмульсионной пластовой продукции, находящейся в обсадной колонне ниже электропакера.
Рассмотрим периодичность взаимодействия глубинного оборудования по предложенному способу на примере гипотетической скважины. Характеристики скважины и нефтяного пласта при условном постоянстве давления газа в МП на уровне 10 атм (1, 0МПа) приведены в таблице 1.
1) Объем нефти (или слоев нефти воды) в МП:
2) Объем жидкости в обсадной колонне ниже пакера до пласта:
3) Производительность ЭЦН QЭЦН в соответствии с характеристикой пласта берем равной притоку Qпласт, то есть: QЭЦН = Qпласт = 24 м3/час.
4) Часовая производительность ЭЦН: QЭЦНчас = 24/24 = 1 м3/час.
5) Время отбора нефти (нефти и воды) из МП до момента открытия электропакера: 
6) Скорость оседания глобул воды в дисперсионной среде (нефти) определяется по формуле Стокса:
Таблица 1. Условия эксплуатации системы «пласт – скважина»
| Параметр | Величина параметра |
| Глубина кровли нефтяного пласта Нпласт, м | |
| Осредненная глубина ЭЦН и электропакера Ннасос, м | |
| Верхний допустимый уровень жидкости в МП Нверх, м (по данным КВД) | |
| Нижний допустимый уровень жидкости в МП Ннижн, м (условия работы насоса) | |
| Внутренний диаметр обсадной колонны, мм | |
| Внешний диаметр колонны НКТ, мм | |
| Средний приток жидкости из пласта Qпласт при колебании динамического уровня жидкости от Нверх до Ннижн, м3/сут | |
| Характеристика пластовой продукции в скважинных условиях: - обводненность нефти, % - вязкость нефти в эмульсии μ н, мПа·с | |
| - плотность нефти ρ н, кг/м3 | |
| - плотность воды ρ в, кг/м3 | |
| - диаметр глобул воды в обратной эмульсии (вода в нефти) d, мм | 1, 0 |
|
|
|
В эмульсионном столбе подпакерной жидкости высотой 500 м (1500 – 1000) дисперсионной средой будет служить нефть высотой в 250 м при известной обводненности пластовой нефти в 50 %.
Время расслоения пластовой продукции под электропакером на нефть и воду определяется как время, необходимое для прохождения глобулами воды расстояния в 250 метров (зона дисперсионной среды – нефти):
7) По проведенным расчетам видно, что время расслоения подпакерной жидкости меньше, чем время отбора нефти (нефти и воды) насосом из межтрубного пространства:
tрасслоения < tотбора ( 4, 34 ч < 5, 45 ч).
Такое положение выгодно для работы электроцентробежного насоса в оптимальном режиме – пока будет идти отбор жидкости из межтрубного пространства, эмульсия под электропакером полностью расслоится на нефть и воду, и после открытия электропакера на прием ЭЦН вновь будет поступать только однофазная жидкость – нефть, а следом и вода.
Расчетами показана приемлемость предложенной технологии для эксплуатации электроцентробежного насоса в условии образования устойчивой высоковязкой эмульсии после рабочих колес насоса.
Согласно утвержденного плана были выполнены работниками ЦНИПР и ЦДНГ 4 следующие работы:
1. Со скважины 3178 и еще двух скважин Менеузовского месторождения
30 августа 2006 года отобраны устьевые пробы объемом примерно по 3 литра.
3. Характеристики эмульсий приведены в таблице 1
Таблица 1 – Параметры продукции исследуемых скважин
| Номера скважин | Обводненность эмульсии, % | Плотность эмульсии кг/м3 | Вязкость эмульсии сСтокс | Плотность, кг/м3 | |
| нефти | воды | ||||
| 49 ИЛШ | (плохо перемешали) | ||||
Проверка выполненных анализов по аддитивной формуле:
1. Скважина 3045:
|
|
|
ρ э= ρ н ∙ (1 - w) + ρ в ∙ w = 1001∙ (1-0, 31) + 1123∙ 0, 31 = 691 + 348 =1039 кг/м3
Относительное расхождение равно
2. Скважина 3178:
ρ э= ρ н ∙ (1 - w) + ρ в ∙ w = 994∙ (1-0, 38) + 1160∙ 0, 38 = 616 + 441 =1057 кг/м3
Относительное расхождение равно
3. Скважина 49 ИЛШ:
ρ э= ρ н ∙ (1 - w) + ρ в ∙ w = 965∙ (1-0, 63) + 1133∙ 0, 63 = 357 + 714 =1071 кг/м3
Относительное расхождение равно
Таблица 2 – Кинетика отстоя воды при испытании деэмульгаторов
|
| Реагент | Дозировка г/т по нефти | % воды, выделившейся от объема эмульсии во времени (часы) | ||||||||
| 8 °С | 20°С | ||||||||||
| 0, 5 | 1, 0 | 1, 5 | 2, 0 | 2, 5 | 3, 0 | 3, 5 | 4, 0 | ||||
| Скважина 3045 | |||||||||||
| СНПХ-4410 | - | - | - | - | |||||||
| СНПХ-4410 | - | - | - | - | - | ||||||
| Рекод-758 | - | - | - | - | - | - | |||||
| Рекод-758 | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| без реагента | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Скважина 3078 | |||||||||||
| СНПХ-4410 | - | - | - | - | - | ||||||
| СНПХ-4410 | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| Рекод-758 | - | - | - | - | следы | ||||||
| Рекод-758 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| без реагента | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| Скважина 49 ИЛШ | |||||||||||
| СНПХ-4410 | |||||||||||
| СНПХ-4410 | |||||||||||
| Рекод-758 | |||||||||||
| Рекод-758 | 58 | ||||||||||
| без реагента | - | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
Выводы по испытанию реагентов – деэмульгаторов:
1. Все эмульсии устойчивые
2. Проба скв. 49 ИЛШ менее устойчивее, так как имеет в составе большее количество воды.
3. Для всех скважин необходимо повышенная дозировка реагентов.
Жесткая водо-нефтяная эмульсия, отобранная с устьевого пробоотборника
Батл тестирование реагентов на скважинных эмульсиях воды и нефти
Рассмотрим дозировку СНПХ-4410 (водорастворимый реагент) лишь по одной скважине № 4478. Дозировку в межтрубное пространство начали по 10 литров в неделю, а 14. 12. 2006 залили ударную дозу 20 л в МП. На следующий день скважина вышла из эксплуатации – срыв подачи.
|
|
|
Скважину успешно запустили в 9-00 утра 26. 12. 2006 после 11 дневного простоя. Через 5 часов 30 минут приехали сотрудники ЦНИПР и с оператором отобрали две пробы с интервалом в 5 минут с обводненностью 66 и 85%.
Таблица 3 – Основные результаты заливки СНПХ-4410 в МП скважин
| Скважина | Дата |
Нагрузка на полир. шток, кг | Ндин, м | Прибор | |
| максим-я | миним-я | ||||
|
Qж = 5 м3/сут | 01. 09. 06 |
ИКГН-1 | |||
| 19. 10. 06 | |||||
| 17. 11. 06 | |||||
| 14. 12. 06 | |||||
|
Qж = 1, 5 м3/сут | 01. 09. 06 |
ИКГН-1 | |||
| 19. 10. 06 | |||||
| 17. 11. 06 | |||||
| 14. 12. 06 | |||||
| 15. 12. 06 | (в простое) | ||||
| 48 ИЛШ Qж = 7 м3/сут | 01. 09. 06 |
ИКГН-1 | |||
| 18. 09. 06 | |||||
| 19. 10. 06 | |||||
| 17. 11. 06 | |||||
| 14. 12. 06 | |||||
Важными результатами выполненных исследований являются следующие:
1. Водорастворимый СНПХ-4410 показал свою эффективность на всех трех скважинах:
- максимальные нагрузки уменьшились на 12-23 %;
- минимальная нагрузка на колонну штанг увеличилась на 20-52 %;
2. Реагент доходит до приема насоса в течение 2-4 недель.
3. Уровни жидкости в МП остались неизменными, кроме времени простоя скважины 3078 с 15. 12. 2006, когда пошел процесс накапливания нефти в МП.
Через 11 дней скважину запустили в действие утром в 9-00, а пробы эмульсии взяли лишь через 5 часов и 30 минут. За это время скважина отобрала всю сверх меры накопившуюся нефть из межтрубного пространства и начала отбирать эмульсию с большим содержание воды (66 и 85%).
Так как реагент через слой нефти дошел до эмульсии, расположенной ниже насоса, произошло гравитационное разделение эмульсии на нефть и воду.
Устройство индикатора контроля глубинного насоса ИКГН-01
Измерительное устройство устанавливается между траверсами канатной подвески, для этого надо посадить полированный шток на сухарики и при ходе колонны штанг вниз произойдет размыкание траверс из-за отсутствия веса штанг.
|
|
|
