Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин путем внедрения УНН

 

В данной таблице показаны значения устьевых температур скважин, промежутки между ТО, количество ТО в скобках и объем конденсата, затраченный на проведение ТО. Анализируя табличные данные до применения УНН и после применения в первые два месяца (ноябрь, декабрь) видно, что эффект наблюдается только на скважинах №№ 6649,  6378.

Продукция данных скважин  имеет высокий технологический  газовый фактор. А как известно жидкость намного легче нагреть, чем газожидкостную смесь. Необходимо учитывать, что подача в затрубное  пространство газлифтного газа осуществляется с отрицательной температурой. Плюс дополнительное охлаждение за счет ММП. Поэтому на таких скважинах необходимо подача большей электрической мощности на греющий кабель для обеспечения  необходимой температуры.

Как уже отмечалось ранее, на скважине № 6649 применяется система  подогрева газлифтного газа. Отсюда можно сделать вывод, что применение УНН на нефтяных скважинах УНГКМ  эффективно в следующих случаях: 

 

1. На скважинах с продукцией содержащей большой процент жидкости и соответственно сравнительно не высокий технологический газовый фактор.
2. На скважинах с высоким технологическим газовым фактором - при условии подогрева газлифтного газа или применение повышающего трансформатора для обеспечения необходимой температура греющего кабеля.

В настоящее время в  связи с отсутствием повышающего  трансформатора принято решение применить технологию греющего кабеля в скважине совместно с подогревом газлифтного газа.  Что и в конце декабря 2008 г. на скважине № 20423 осуществили. В итоге ТО сократились более чем в три раза, температура на устье увеличилось до плюс 25 градусов. Можно сказать, что из 9 проведенных ТО до применения УНН 2-3 это вынос пластовой воды с забоя скважины, а остальные связаны с борьбой ГПП.

 

Анализ работы скважин Уренгойского НГКМ со спущенным  нагревательным кабелем

Проведенный анализ работы скважин со спущенным нагревательным кабелем выявил следующие результаты:

- сократились потери добываемой  продукции из-за простоев скважины  при проведении скребковых операций;

- сократились потери добываемой  продукции, затраченные на тепловые  обработки скважины;

- повышение работоспособности  и увеличение срока службы  УЭЦН – отсутствие остановок  ЭЦН за счет предотвращения  образования гидратных пробок  в нефтесборном коллекторе;

- полностью исключает  скребковые операции и частично  применение горячей обработки конденсатом;

- возможность регулировки  мощности установки - выбор оптимального  температурного режима работы  скважины;        

- экологическую чистоту  вокруг скважины;

- максимальное упрощение  управления работой скважины, которое  сводится к приборному контролю  за техническими и электрическими  параметрами и компьютерной обработке  этих данных;

 

 

 

4. Инновации в  области борьбы с АСПО 

Вихревой гидродинамический ультразвуковой депарафинизатор (ВГУД) предназначен для деструкции нефти непосредственно в насосно компрессорных трубах при добыче нефти. ВГУД используется как погружной инструмент для предотвращения и удаления парафинов, асфальтенов и смол при нефтедобыче. Устройство может быть установлено в скважине, состыковываясь с колонной НКТ с помощью резьбового соединения. Устройство работает на основе тепломассоэнергообменного процесса методом акустического резонансного возбуждения создаваемого в вихревой трубе переменного сечения.

Технические характеристики и принцип работы ВГУД

Принцип работы:

Изделие состоит из рабочего цилиндра и камеры озвучивания, в которую попадает нефть после рабочего цилиндра. Возбуждение кавитационных процессов осуществляется за счет конструкции рабочего цилиндра с завихрителями потока. Неустойчивые турбулентные течения центров вихрей взаимодействуют с расположенным в центре рабочего цилиндра центральным стержнем с дополнительными завихрителями потоков, благодаря чему стержень вместе с корпусом находятся в резонансных колебаниях собственных частот. Положение центрального стержня с резонатором настраивается из условия максимальной мощности виброакустических колебаний устройства.

В комплект поставки входит:

            - корпус устройства;

- головка с тангенциальным  соплом;

- центральный стержень;

- резонатор. 

В подземном нефтепромысловом оборудовании устройство применяется  как погружной инструмент депарафинизации  НКТ, который расположен непосредственно в скважине по схеме рисунка, где насос 1 подает нефть в устройство 2 и, далее, обработанная нефть по НКТ 3 подается на поверхность земли 4 и отводится наземным  путем 5 в накопительные емкости. Выше устройства устанавливается обратный клапан. Интенсивность обработки нефти пропорциональна статическому давлению (глубине установки ВГУД)

 

Рис.1 Схема установки  и принцип работы ВГУД

 

Опытно-промышленные испытания депарафинизатора

Первые испытания опытных образцов ГУД в качестве устройства депарафинизации НКТ проведены в пилотных проектах путем акустического резонансного возбуждения вихревых потоков продукта при добыче нефти. В течение длительного периода работы скважины парафиноотложений не наблюдалось, без устройства в скважине выполнялась механическая очистка фрезой через 3-5 дней. Кроме того, фракционный состав нефти изменился в сторону увеличения выхода светлых фракций (рис. 1).

 

 

Рис.1. График разгонки исходной нефти (1), нефти, обработанной кавитатором (2), и после применения ГУД для  обработки в НКТ на глубине 3000 м (3).

 

 

 

 

 

Первый  цикл испытаний

Нефть: содержание парафинов  – 4,28 %; силикагелевых смол –7,87 %; асфальтенов  – 1,28 %. Глубина скважины 3000 м, диаметр НКТ 62 мм, мощность двигателя 40 кВт, расход 40 м3/сут, период непрерывной работы 28 дней –отложений парафина не наблюдалось. Скважина была остановлена из-за недогрузки двигателя. После реверсивного включения двигателя и работы в течение 14 мин прокачка стала невозможной. Подъем НКТ показал, что около 20 м труб непосредственно за ультразвуковым реактором были заполнены АСПО, которые не позволяли прокачивать нефть, выше реактора отложений на стенках НКТ не наблюдалось.

 Следовательно, асфальтосмолопарафины примерно в полном объеме выделились в виде осадка в верхней части генератора при реверсе потока, значит реверсивное включение двигателя при применении ГУД недопустимо.

 

 

 

Второй  цикл испытаний.

Наблюдается бесперебойная  работа скважины в течение 40 дней. При контрольных проверках АСПО не замечено.

Таким образом, применение разработанного авторами устройства ГУД (по заявке на патент РФ № 2008102960(003232), приоритет от 25.01.08 г.)) позволяет интенсифицировать тепломассоэнергообменный процесс потока нефти в НКТ, изменить

дисперсно-агрегатное состояние  нефти, депарафинизировать НКТ, увеличить выход легких фракций, что дает возможность перерабатывать нефть при меньших энергетических и трудовых затратах. 

5. Оценка экономической  эффективности применения УНН

 

 

Выводы

Экономическая оценка «проекта ВГУД» имеет положительное значение в течении всего периода пробной эксплуатации нефтяных оторочек. Однако, о применении на Юрхаровском НГКМ можно будет говорить только после проведения всех опытно-промышленных испытаний. На данный момент ВГУД проходит опытно-промышленное испытание на скважинах ОАО «КАЛМНЕФТЬ».

Применение УНН эффективно с точки зрения экономической  оценки только в первый год. Однако, сравнивая значения NPV (ЧДД) в таблице, можно сделать вывод о том, что применение греющих кабелей эффективно с точки зрения уменьшения расходов на реализацию программы пробной эксплуатации нефтяных оторочек в целом.

6. Выводы

Нефтедобывающие компании, эксплуатирующие установки нагрева  нефти различных исполнений, отмечают, что их внедрение позволяет:

• сократить потери добываемой продукции из-за простоев скважины при проведении скребковых операций
• сократить потери добываемой продукции, затраченные на тепловые обработки скважины
• полностью исключить скребковые операции и частично применение горячей обработки конденсатом
• осуществлять выбор оптимального температурного режима работы скважины
• обеспечить экологическую чистоту вокруг скважины
• максимально упростить управление работой скважины за счёт внедрения удалённого контроля за параметрами и их регулировкой путём подключения станции управления в систему телеметрии куста скважин
• Значительно поднять производительность и продлить срок работы скважины между ремонтами

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г. Новый Уренгой

2011г.