WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.276.53

На правах рукописи

Ведерников Владимир Яковлевич

ОБОСНОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С УЭЦН

ПРИМЕНЕНИЕМ СТРУЙНОГО ЭЖЕКТОРА

Специальность 25.00.17  – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа  2012

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор

Валеев Марат Давлетович


Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор

Карамышев Виктор Григорьевич

- кандидат технических наук, доцент

Мингулов Шамиль Григорьевич

Ведущее предприятие

- ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 27 января 2012 г. в 1100 часов
на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта
энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 21 декабря 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор                        Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Добыча нефти из многопластовых залежей связана с необходимостью выделения отдельных объектов разработки и разбуривания месторождения по самостоятельным сеткам скважин. Это связано с существенными различиями геолого-физических параметров пластов и насыщающих флюидов, а также пластовых и забойных давлений, их продуктивности и т.д.

Совместная разработка таких пластов по единой сетке скважин приводит к неполной выработке низконапорных пластов с ухудшенными фильтрационными характеристиками.

При значительной разнице пластовых давлений и сравнительно небольших расстояниях между пластами создаются условия частичного или полного прекращения притока жидкости из пласта с меньшим давлением. Вместе с тем, выработка многопластовых залежей бурением одной сетки скважин сокращает объемы эксплуатационного бурения, сроки разработки месторождения, затраты на его обустройство и др.

Для таких целей скважины переводят на эксплуатацию оборудованием, позволяющим производить независимый отбор жидкостей их двух пластов с замерами дебитов, обводненности и забойных давлений. Пластовые жидкости могут при этом смешиваться в подъемных трубах скважины или откачиваться по двухрядной системе труб.

Следует отметить отсутствие на сегодняшний день достаточно эффективного и надежного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, особенно с использованием установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Известные схемы ОРЭ либо сложны для практической реализации, либо требуют значительной реконструкции самих УЭЦН. Такие технологии исключают возможность сепарации свободного газа на приеме УЭЦН, что приводит к снижению напора насоса или к срыву его подачи. Поэтому для повышения эффективности добычи нефти из многопластовых залежей требуется разработка более совершенной технологии с геолого-промысловым обоснованием перевода скважины на ОРЭ.

Цель работы – обоснование, разработка и опытно-промышленные испытания технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов с использованием струйного эжектора.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ технических решений и технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин с использованием различных способов механизированной добычи нефти;

2. Разработка технологии ОРЭ скважин с УЭЦН с применением струйного эжектора, а также схемы компоновки контроля продукции пластов геофизическими средствами;

3. Геолого-промысловое обоснование перевода скважин с обводненной продукцией пластов на одновременно-раздельную эксплуатацию;

4. Стендовые исследования струйных насосов на жидкостях различной вязкости и опытно-промышленные испытания технологии ОРЭ с применением струйного эжектора.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач выполнены анализы известных технических решений ОРЭ скважин, а также применения струйных эжекторов в скважинных условиях. При проведении стендовых и промысловых испытаний использованы стандартные приборы глубинных измерений давления и температуры, а также поверхностных измерений дебита, давления и обводненности продукции. На базе стандартных измерений строились рабочие характеристики струйного эжектора.

Научная новизна результатов работы

1. Разработан способ дренирования низконапорного пласта эжектированием жидкостью высоконапорного пласта с последующим поступлением смеси добываемых продукций на прием электроцентробежного насоса в скважине;

2. Получена зависимость для расчета допустимой потери дебита нефти высоконапорного пласта с активной жидкостью для струйного эжектора при заданных параметрах обоих пластов и коэффициенте инжекции струйного агрегата;

3. Разработан графоаналитический метод определения условий перехода скважины от совместной эксплуатации пластов к одновременно-раздельной;

4. Установлено влияние вязкости эжектируемой жидкости на характеристику струйного насоса и получена экспериментальная зависимость снижения безразмерного напора от соотношения вязкостей эжектируемой и рабочей жидкостей, а также коэффициента эжекции насоса.

На защиту выносятся:

1. Методики обоснования перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию с учетом обводненности пластов, их продуктивности и отборов жидкостей;

2. Технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН с применением струйного эжектора;

3. Результаты стендовых и опытно-промышленных испытаний технологии ОРЭ скважин с УЭЦН.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработана технология (патент на полезную модель RU 80192 U1) и проведены стендовые и опытно-промышленные испытания ОРЭ скважин с применением струйного эжектора. Получен дополнительный приток нефти в скважине 4224 Хултурского месторождения в объеме
14,7 т/сут.

2. Предложена методика подбора геометрических параметров струйного насоса к скважинным условиям с использованием принципа кинематического подобия.

3. Предложена схема компоновки скважин для ОРЭ геофизическими средствами контроля добычи нефти из двух пластов.

Апробация результатов  работы

Основные положения и результаты работы докладывались на
II научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 2006 г.), V Международной научно-практической конференции «Разработка, производство и эксплуатация турбо-, электронасосных агрегатов и систем на их основе» (СИНТ’09) (г. Воронеж, 2009 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен 1 патент на полезную модель.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 85 наименований. Работа изложена на 107 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 14 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе выполнены обоснование и анализ применения способа одновременно-раздельной эксплуатацией двух пластов, а также технических решений способа на базе УЭЦН.

Показано, что основной целью ОРЭ является подключение недренируемых пластов на залежах с существенно различающимися пластовыми давлениями и коллекторскими свойствами вскрытых пластов. В ряде случаев необходимость применения ОРЭ вызвана невозможностью совместной эксплуатации горизонтов, таких как башкирский-верейский или бобриковский-турнейский. Скважины, имеющие ограничения депрессии одного из объектов разработки и большие разницы глубин их залегания, можно также отнести к факторам обоснования применения ОРЭ.

В последние годы интерес к ОРЭ в нефтедобывающих регионах значительно возрос. К ним, прежде всего, относятся Республики Башкортостан, Татарстан, Удмуртия, Пермская и Самарская области, Западная Сибирь и др.

Одним из внедренных и апробированных в Республиках Татарстан и Удмуртия способов ОРЭ с применением УЭЦН является раздельный подъем нефти из нижнего пласта центробежным насосом, а из верхнего пласта – штанговым насосом. Погружной электроцентробежный насос заключается в кожух, переходящий ниже в насосно-компрессорные трубы (НКТ). Последние проходят через пакер, разъединяющий пласты, и служат каналом для поступления продукции нижнего пласта на прием УЭЦН. Добыча продукции верхнего пласта производится штанговым насосом, спущенным на полой колонне штанг в колонну НКТ. Разработанная технология ОРЭ имеет сложную конструкцию из-за необходимости герметизации УЭЦН в кожухе с проходящим через него кабелем.

Другая разновидность технологии ОРЭ с применением УЭЦН, испытанная в ООО «Лукойл-Западная Сибирь», включает двухсторонний агрегат с дополнительной секцией насоса, расположенного под погружным двигателем. Нижняя секция такой установки предназначена для отбора продукции нижнего пласта из подпакерной зоны скважины и откачки ее в надпакерную зону. Верхняя секция установки откачивает продукцию уже обоих пластов на дневную поверхность. Сложность подобной установки заключается в необходимости существенной реконструкции УЭЦН, установки дополнительной гидрозащиты погружного электродвигателя и др.

Общим недостатком таких технологий является исключение сепарации свободного газа на приеме центробежных насосов. Весь объем выделившегося из нефти газа, попадая в каналы рабочих колес первых ступеней, снижает напор или полностью срывает подачу насоса.

В этой связи для применения УЭЦН в технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин требуется разработка более простой и надежной схемы с возможностью глубинных измерений параметров пластов геофизическими методами.

Во второй главе диссертации рассмотрены опыт повышения эффективности эксплуатации УЭЦН с применением струйных эжекторов, а также разработанная технология ОРЭ скважин с их использованием.

Для добычи нефти с высоким значением газового фактора в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработана и внедрена на ряде объектов схема «Тандем», включающая струйный эжектор, установленный в НКТ выше погружного насоса для отбора газа из затрубного пространства. Отделившийся в сепараторе УЭЦН свободный газ, вновь попадая в НКТ, смешивается с жидкостью, совершая дополнительную работу по ее подъему.

Струйные эжекторы нашли применение для добычи нефти из наклонных и искривленных скважин. К примеру, конструкции эжекторов АНС-146 и др. (з-д «Нефтемаш») позволяют производить гидродинамические исследования скважин и менять быстроизнашивающиеся детали без подъема НКТ. В качестве активной среды используется жидкость, подаваемая под высоким давлением в НКТ поверхностным насосом.

Для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с УЭЦН разработана схема, включающая установку струйного эжектора между пакерами, изолирующими верхний пласт. На рисунке 1 представлена схема ОРЭ со вставным насосом.

В том случае, когда нижний пласт обладает большими пластовым давлением и продуктивностью, пластовая жидкость нижнего объекта разработки, являясь активной средой, поступает в центральное сопло  и, попадая в эжектор, вовлекает в движение пассивную жидкость из верхнего нефтяного пласта. В случае, когда верхний пласт является высоконапорным, жидкость этого пласта, являясь активной средой, через открытые радиальные каналы поступает в центральное сопло, а жидкость из нижнего пласта является пассивной средой.

Рисунок 1 – Схема струйного эжектора, спускаемого с ЭЦН

В скважину 1 спущены электроцентробежный насос 2, закрепленный в скважине с помощью пакеров 3 и 4, трубы 5, струйный насос 6 с центральным соплом 7. Отверстия 8, 9 для входа жидкости перекрываются запорными элементами (показаны условно). Верхний нефтяной пласт 11 расположен между пакерами 3 и 4, а нижний 12 – ниже пакера 4. Пакеры 3 и 4 позволяют разобщать пласты 11 и 12. Клапан отверстия 8 открыт при эжекции жидкости верхнего пласта 11, а клапан 9 открыт при эжекции жидкости нижнего пласта через канал 10. В последнем случае в устройстве предусмотрен канал, позволяющий подводить жидкость пласта 12 к наружной стороне сопла 7 (на схеме не показан). В обоих вариантах смесь жидкостей обоих пластов, проходя камеру смешения и диффузор насоса, поступает на прием насоса 2.

Для варианта ОРЭ необходим раздельный учет добываемой продукции из обоих пластов, замеры забойных давлений и обводненности жидкостей. В этой связи потребовалась разработка способа реализации таких замеров применительно к струйному агрегату.

Такая схема измерений стала возможной  с применением вставного струйного насоса, спускаемого вместе с УЭЦН в пространство между предварительно установленными пакерами.

Под погружным электродвигателем насосной установки размещен погружной блок телеметрии, который соединен с эжектором с помощью геофизического кабеля 13. Внутри эжектора выполнены полости для спуска геофизических приборов 14 для измерения давления и влагосодержания, а также 15 – для дополнительного измерения дебита. Перед корпусом эжектора геофизический кабель раздваивается на жилы, которые герметично через корпус аппарата проходят к глубинным приборам. Один из приборов сообщается с верхним пластом, а другой – с нижним.

Спускаемый вместе с УЭЦН эжектор при этом входит в трубу 16, связывающую оба пакера, и герметизируется уплотнительными манжетами 17. В соединительной трубе имеются выступы, на которые опирается вставной эжектор своими выступами. Вход жидкости нижнего пласта в эжектор производится через полость дебитомера 15.

Для замеров используется комплексная скважинная аппаратура
АГАТ-КСА-К4 НПФ «Нефтегеофизика», позволяющая в режиме реального времени измерять давление, влагосодержание и дебит жидкости.

В третьей главе диссертации выполнено обоснование и определены основные критерии перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию, а также приведена методика подбора струйного насоса для ОРЭ скважин.

К основному условию перевода скважин на ОРЭ относится прирост добычи нефти в целом с учетом начальной обводненности обоих пластов.

Специфика разработанной технологии ОРЭ с применением струйного эжектора предполагает некоторую потерю в добыче нефти из высоконапорного пласта и увеличение добычи нефти из пласта с меньшим давлением за счет роста притока жидкости из этого пласта в целом. Поэтому при добыче нефти из обводненных пластов активная жидкость для струйного эжектора должна иметь большую обводненность, а пассивная – меньшую.

Получена формула максимально допустимой потери в добыче нефти из высоконапорного пласта, выше которой применение ОРЭ нерентабельно:

Qн.1 > ,                        (1)

где U0 – коэффициент эжекции (подмешивания) струйного эжектора
(Uо = Qж2/Qж1);

Qж1 – дебит высоконапорного пласта до спуска оборудования ОРЭ, м3/сут;

Qж2 – дебит низконапорного пласта, м3/сут;

       Qв1, Qв2  – дебиты пластов по воде, м3/сут;

В1 – обводненность высоконапорного пласта, д.ед.

В тех случаях, когда совместная эксплуатация двух объектов разработки позволяет извлекать жидкость из обоих пластов в необходимых объемах, применение ОРЭ нецелесообразно. И, напротив, при малых или нулевых отборах жидкости из пласта с меньшим давлением при их совместном отборе из разных горизонтов применение ОРЭ становится целесообразным.

Рассмотрены условия притока жидкости из пластов при их совместной эксплуатации. За исходные параметры приняты глубины залегания кровли нижнего L1 и верхнего L2 пластов, пластовые давления Рпл.1 и Рпл.2, суммарный дебит Qс, коэффициенты продуктивности пластов К1 и К2, забойные давления Рзаб.1 и Рзаб.2, динамический уровень жидкости в скважине Нg, плотность нефти .

Расчетное уравнение дебита жидкости из высоконапорного пласта при его нижнем расположении имеет вид:

Q1 = К1 [Pпл.1 – Pпл.2 – g (L1– L1)].                        (2)

Формула (2) показывает, что забойное давление на глубине L1 будет складываться из пластового давления верхнего пласта и гидростатического давления за счет глубины L1 – L2.

На рисунке 2 представлены зависимости дебитов пластов Q1 и Q2 (нижний пласт № 1 принимается высоконапорным), а также суммарного дебита Qс от уровня жидкости в скважине. Нст.1 и Нст.2  – статические уровни, создаваемые пластовыми давлениями Рпл.1 и Рпл.2. Углы наклонов линий 1 и 2 характеризуют коэффициенты продуктивности пластов К1 и К2. В данном случае продуктивность низконапорного пласта ниже высоконапорного. Кроме того, на конкретном примере приведен линейный закон фильтрации жидкости из обоих пластов. На рисунке 2 линия 3 характеризует суммарный приток жидкости из пластов Qс. Видно, что до значений Н = Нст.2 поступление жидкости из пласта № 2 отсутствует, и дебит скважины определяется только дебитом высоконапорного пласта № 1. При Н > Нст.2 в скважину начинает поступать жидкость из низконапорного пласта № 2.

Перед эксплуатацией оба пласта скважины исследуются на приток с целью определения их коэффициента продуктивности. Учитывая, что дебиты каждого пласта связаны  между собой через общий динамический уровень жидкости в скважине, произвольно задавать отборы жидкости из каждого пласта невозможно. Можно задать либо общий отбор жидкости Qс, либо один из дебитов: Q1 или Q2.

1 – Q1 (дебит высоконапорного пласта);

2 –  Q2 (дебит низконапорного пласта);

3 – Qс (суммарный дебит);

I, II, III – режимы эксплуатации скважины

Рисунок 2 – Зависимость дебита от уровня жидкости в скважине

На рисунке 2 режим I показывает схему определения дебитов Q1  и Q2 при заданном дебите Qс. Горизонтальная линия Q = Qс пересекает линию 3 в точке «с».

Из точки «с» проведенная вертикальная линия пересекает линию 1 в точке «b», а горизонтальная ось – в точке Н = Нg.1. Таким образом, дебит верхнего пласта будет соответствовать величине отрезка «сb», а уровень жидкости в скважине – величине Нg.1. Дебит высоконапорного пласта будет соответствовать точке «b».

В другом случае (режим II) при заданной величине Qс находится точка «е», а вертикаль, проведенная вниз, определяет дебиты верхнего пласта («еd») и нижнего (точка «d»), а также уровень жидкости в скважине Нg.2.

На рисунке 2 приведен режим III, при котором приток жидкости из низконапорного пласта будет отсутствовать.

При режиме III необходимость перевода скважины на ОРЭ очевидна из-за полного отсутствия притока жидкости из пласта № 2. Однако для режимов I и II требуется дополнительный анализ. С одной стороны, увеличивая Qc и Н можно добиться существенного увеличения Q2 (соответственно и Q1). Однако рост Q1 может быть ограничен максимально допустимой депрессией на пласт № 1. Если при этом необходимый дебит Q2 не будет достигнут, требуется применение технологии ОРЭ. При достижении дебитами Q1 и Q2 достаточных величин геологической службой добывающей организации принимается решение о совместной эксплуатации обоих пластов без применения ОРЭ.

Другой причиной, сдерживающей увеличение Qc и H c целью вызова достаточного притока из пласта № 2, является ограниченная возможность применения насосного оборудования. Отбор жидкости с дебитом Qc при достаточно большой глубине H может оказаться невозможным существующим оборудованием, выпускаемым промышленностью. Если предельно возможный отбор жидкости Qc с глубины H серийным оборудованием невозможен для обеспечения дебита Q2, возникает также необходимость применения ОРЭ скважины.

Геолого-промысловое обоснование ОРЭ производится анализами текущих пластовых давлений в зоне отбора жидкостей, проницаемости обоих пластов, выработанности запасов, обводненности добываемых жидкостей и разницы отметок кровли пластов. При небольшой разнице этих отметок и существенных различиях других параметров целесообразность ОРЭ возрастает.

Анализ многопластовых залежей Когалымской группы месторождений показал наибольшую перспективу применения ОРЭ пластов БС-10-1 и
БС-11-2 Южно-Ягунского месторождения. Выявлены существенные разницы проницаемости этих пластов (37,7 мД и 118 мД), выработанности запасов (31,8 % и 72,1 %), текущих пластовых давлений (17,3 МПа и 19,2 МПа), обводненности (82,7 % и свыше 90 %) при разнице в отметках кровли пластов 62 м. Для внедрения ОРЭ была выбрана скважина 1185/88.

Наиболее простой и достаточно точной методикой расчета струйного насоса является методика Л.Г. Подвидза и Ю.Л. Кирилловского, основанная на базе кинематического подобия. Многообразие геометрических характеристик подобных насосов сводится к основному безразмерному критерию, представляющему параметр:

        ,                                        (3)

где  Dк – диаметр цилиндрической камеры смешения;

dc – диаметр сопла аппарата.

Для разных значений критерия К строятся зависимости безразмерного перепада давления Р от коэффициента эжекции Uо. Величина Р рассчитывается:

Р = ,                                        (4)

где , – давления нагнетания рабочей среды на выкиде насоса и во всасывающей полости насоса. Огибающая полученных кривых представляет собой кривую максимально возможного коэффициента полезного действия (КПД) насоса.

На параметры работы струйного агрегата влияет параметр Рейнольдса Re жидкости. В скважинных условиях его нельзя не учитывать ввиду того, что вязкости рабочей и эжектируемой жидкостей могут кратно отличаться друг от друга. В частности, это целиком относится к случаю, в котором рабочей средой, поступающей из обводненного пласта, является вода, а эжектируемой жидкостью другого пласта – нефть.

В этой связи для обеспечения подобия при проектировании струйного насоса автором исследовано влияние на его работу дополнительного критерия, в качестве которого использовалось соотношение вязкостей рабочей и эжектируемой жидкостей:

                                       ,                                        (5)

где – динамическая вязкость эжектируемой жидкости;

– то же рабочей жидкости.

Исходя из технико-экономических соображений в качестве рабочей жидкости наиболее вероятным является использование высокообводненного пласта, т.е. за величину следует выбрать вязкость пластовой воды.

Располагая огибающей кривой Р = f (Uо) для заданного соотношения вязкостей нефти и пластовой воды показана методика расчета и подбора струйного насоса для конкретной скважины.

В четвертой главе  диссертации приведены результаты стендовых и опытно-промышленных испытаний технологии ОРЭ при помощи двух типов насосов  в скважинах 1185/88 и 4224, оборудованных УЭЦН.

Предварительно были проведены лабораторные испытания на стенде, позволяющем исследовать работу струйного насоса с жидкостями различной вязкости.

Лабораторный стенд (рисунок 3) по испытаниям струйного насоса состоял из струйного насоса 1, центробежного насоса 2 (1,5 к-6) для подачи рабочей жидкости в сопло, двух емкостей для масла 3 и воды 4 с боковыми прозрачными трубками для измерения расходов, сборной емкости 5 с прозрачной вставкой для слежения за уровнем раздела «масло – вода», манометрами 6, 7 и 8, кранами 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16 и 17.

В емкость 3 поочередно заливались трансформаторное масло с вязкостью 28,0 мПа·с, керосин с вязкостью 2,5 мПа·с и минеральное масло с вязкостью 59,0 мПа·с при 20 °С.

Рисунок 3  – Принципиальная схема лабораторного стенда
по исследованию влияния вязкости подмешиваемой
жидкости на рабочую характеристику струйного аппарата

Лабораторный стенд позволял таким образом моделировать систему ОРЭ в скважине, оборудованной УЭЦН, в которой рабочей жидкостью была вода высоконапорного пласта, а эжектируемой – нефть различной вязкости низконапорного пласта. Испытывался насос с диаметром сопла 6,5 мм и диаметрами камер смешения 8, 10 и 18 мм.

На рисунке 4 показана серия огибающих кривых, полученных при подмешивании воды (1), керосина (2), трансформаторного (3) и минерального (4) масел. Видно, что увеличение вязкости подмешиваемой жидкости приводит к существенному ухудшению напорной характеристики струйного насоса. Это ухудшение связано с ростом гидравлических сопротивлений во всасывающей камере насоса и в самой камере смешения.

1 – 1,0; 2 – 2,5; 3 – 28,0; 4 – 59,0

Рисунок 4  – Зависимости Ро от Uо при максимальном КПД струйного насоса при соотношениях вязкости µ

При этом с ростом коэффициента эжекции влияние вязкости подмешиваемой среды на характеристику струйного насоса уменьшается. Очевидно, это связано с тем, что увеличение давления нагнетания рабочей жидкости, а следовательно и ее скорости, способствует большему вовлечению эжектируемой жидкости в камеру смешения аппарата. И, напротив, при малой скорости истечения рабочей жидкости из сопла вовлечение вязкой среды в камеру смешения вообще может не произойти, и коэффициент Uо обратится в нуль.

На рисунке 5 приведены зависимости относительной величины безразмерного перепада давления струйного насоса с максимальным КПД (Ро) от соотношения вязкостей подмешиваемой и рабочей жидкостей при разных коэффициентах подмешивания Uо. Видно, что величина Ро, рассчитанная по (4) для подмешивания воды, уменьшается с ростом соотношения  µ2/µ1.

1 – 0,3; 2 – 0,5; 3 – 0,8

Рисунок 5 – Зависимость относительной величины Ро от соотношения вязкостей эжектируемой и рабочей жидкостей при Uо

Из рисунка 5 видно, что с ростом µ2/µ1 значение Ро все более снижается. При этом степень снижения возрастает с уменьшением коэффициента эжекции Uо.

Серия кривых на рисунке 5 описывается зависимостью вида:

Ро = А (µ)2 + В(µ) + с ,                                (6)

где А и В зависят от коэффициента эжекции Uо, а с = 1.

На рисунке 6 представлены графики зависимости коэффициентов А и В от коэффициента Uо. Эти зависимости для струйного насоса описываются соответственно формулами:

А = – 0,117·10-5· Uо-3,39 ;                                        (7)

В = – 0,167·10-3· Uо-2,10 .                                        (8)

В таком случае окончательный вид формулы (6) будет:

Ро = 10-3 µ(– 0,117·10-2 Uо-3,39 µ – 0,167· Uо-2,10) + 1.                (9)

Рисунок  6 – Зависимость коэффициентов А и В от коэффициента эжекции Uо

В скважине 1185/88, наиболее отвечающей требованиям ОРЭ, испытывался невставной вариант струйного насоса конструкции ООО «КогалымНИПИнефть».

Схема ОРЭ этой скважины позволяла использовать практически полностью обводненную продукцию пласта БС-11-2 в качестве рабочей жидкости эжектора, а продукцию пласта БС-10-1 – в качестве эжектируемой.

В результате испытаний был получен дополнительный приток нефти из пласта БС-10-1 в объеме 0,7 т/сут.

Схема вставного варианта эжектора более технологична при спуско-подъемных операциях и для обеспечения контроля за параметрами эксплуатации пластов. 

На скважине 4224 Хултурского месторождения в период с 12.02.2010 г. по 05.06.2010 г. были проведены опытно-промышленные испытания вставного варианта ОРЭ с УЭЦН-400-1000. При испытаниях получен дополнительный приток нефти в объеме 14,7 т/сут. Глубина спуска УЭЦН составила при этом 1313 м, а струйного эжектора – 1940 м. Глубины кровель пластов Р1 и Т1 юрских отложений соответствовали 1941 м и 1965 м.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполненный анализ технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин с УЭЦН показал сложность и низкую надежность конструктивных решений подземного оборудования и невозможность сепарации свободной газовой фазы на приеме насосов.

2. Разработаны способ и технология ОРЭ с использованием геофизических средств контроля в скважинах с УЭЦН, основанные на применении струйного эжектора, позволяющего за счет энергии высоконапорного пласта дополнительно эжектировать жидкость низконапорного пласта и направлять их смесь на прием УЭЦН. Получена теоретическая формула для определения допустимой потери добычи нефти из высоконапорного пласта, жидкость которого используется в качестве активной среды для струйного эжектора.

3. Выполнено обоснование перевода скважин на ОРЭ и созданы методические основы определения условий рационального применения технологии, а также подбора струйного эжектора для заданных параметров пластов с использованием принципа кинематического подобия.

4. Проведены стендовые испытания струйного насоса на жидкостях различной вязкости. Установлено влияние вязкости эжектируемой жидкости на характеристику струйного насоса и получена экспериментальная зависимость снижения безразмерного перепада давления в насосе от соотношения вязкостей эжектируемой и рабочей жидкостей при различных коэффициентах подмешивания.

5. Согласно разработанным технологиям проведены опытно-промышленные испытания технологии ОРЭ со вставным типом струйного насоса на скважине 4224 Хултурского  месторождения. Получен дополнительный приток нефти в объеме 14,7 т/сут.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Ведерников В.Я., Рыжов Е.В. Принципиальные основы выбора эжектора для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с УЭЦН // Бурение и нефть. – М.: ВНИИОЭНГ, 2009. – № 9. –  С. 49-51.

2. Валеев М.Д., Бортников А.Е., Попова Л.В., Ведерников В.Я. Обоснование и основные условия перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию // Нефтяное хозяйство. – М., 2011. – № 8. – С. 64-67.

Патент

3. Патент на полезную модель RU 80192 U1. Струйная установка для эксплуатации многопластовых месторождений / В.Я. Ведерников (РФ). –Заявлено 20.08.2008; Опубл. 27.01.2009.

Прочие печатные издания

4. Ведерников В.Я. Лабораторные испытания струйного насоса для ОРЭ скважин // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. том. – С. 20-23.

5. Ведерников В.Я. Основы выбора параметров струйного насоса для ОРЭ // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. том 2. – С. 51-53.

6. Валеев М.Д., Ведерников В.Я. Вставной вариант применения струйного эжектора для ОРЭ скважин // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым, 2006. – Доп. том 3. – С. 36-39.

7.  Ведерников В.Я., Валеев М.Д. Схема обеспечения ОРЭ в скважинах с УЭЦН геофизическими приборами контроля // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. 2-ой научн.-практ. конф. – Когалым,  2006. –  Доп. том 3. – С. 40-42.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 14.12.2011 г. Бумага писчая.

Заказ № 309. Тираж 100 экз.

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

 



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

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.