WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

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

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 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»