Учитывая несовершенство существующих технологических схем и оборудования для подъема на дневную поверхность высоковязких жидкостей, в НПУ ОАО «Оренбургнефть» разработали и внедрили несколько собственных конструкций оборудования.
Скважинный штанговый насос (рис. 2.5) так же, как и установка ВНИИСПТнефти, ориентирован на применение разбавителя. Принципиальным отличием конструкции является то, что разбавитель подается не на выкид насоса, а в область приема, и, следовательно, устраняется главный недостаток предыдущей конструкции: насос работает в среде смеси, т.е. в
жидкости небольшой вязкости [18]. Это достигнуто путем монтажа смесителя 4 под приемом насоса 5 и образования канала для гидравлической связи затрубного пространства с поднасосной областью (см. рис. 2.5).
Смесь Маловязкий разбавитель — |
>-"_"_ 1 |
Рис. 2.5.
Принципиальная технологическая схема подачи высоковязкой жидкости с помощью ШГН, разработанная в ОАО "Оренбургнефть"
[18]:
/ - продуктивный пласт; 2 - канал для подачи разбавителя; 3 - пакер; 4 — смеситель; 5 — ШГН; 6 -затрубное пространство; 7 - обсадная колонна; 8 -насосно-компрессорные трубы; 9 - колонна штанг
Разбавитель по этой схеме подается через затрубное пространство, а смесь скважинной жидкости и разбавителя поднимается по НКТ.
Рис. 2.6. Схема
смесителя
разбавителя с
высоковязкой
скважинной
жидкостью:
/ - корпус; 2 -
штуцер; 3 - клапан; 4
- пробка; 5 -
пружина клапана; 6 -
приемный
канал насоса
Выход разбави
Одним из основных элементов рассматриваемой схемы является смеситель специальной конструкции. Смеситель (рис. 2.6) представляет собой систему каналов, через которые разбавитель подается в область приема насоса, а его смесь с высоковязкой жидкостью поступает в насос. Дозировка разбавителя в скважину регулируется уровнем жидкости в затрубном пространстве и изменением диаметра отверстия в штуцере 2. Клапан 5 смесителя позволяет закрыть затрубное пространство при проведении различных технологических операций, например промывок через НКТ.
Возможность снижения вязкости высоковязкой жидкости путем смешивания ее с менее вязкой нефтью была экспериментально подтверждена в промысловых условиях на Тананыкском месторождении в скв. 275, эксплуатирующей пласт Б2. В эту скважину подавалась легкая нефть скв. 281,
Таблица 2.8
Динамика вязкости (в мПа с) смеси нефтей пластов Бг и Tj Тананыкского месторождения при различных температурах
Темпера- |
| Соотношения объемов нефтей | [ пластов | Ti/Бг, % |
| ||
тура, °С | 10: 90 | 20: 80 | 40 :60 | 50: 50 | 60 :40 | 70: 30 | 80 :20 |
10 | 258 | 114 | 89 | 57 | 43 | 31 | 31 |
20 | 175 | 100 | 83 | 54 | 42 | 31 | 31 |
30 | 132 | 83 | 72 | 52 | 40 | 31 | 31 |
40 | 100 | 54 | 54 | 43 | 31 | 31 | 31 |
50 | 72 | 53 | 43 | 32 | 31 | 31 | 31 |
работающей из пласта Т1; в пропорциях, оптимальные значения которых получены в результате лабораторных исследований (табл. 2.8).
Поскольку из ряда скважин пласта Б2 Тананыкского месторождения добывается водонефтяная эмульсия, было решено оценить ее вязкость при смешивании с нефтью пласта Т\ при водосодержании, равном 30 %.
Получено, что при температуре 20 °С и вязкости исходной эмульсии пласта Б2 774 мПа-с добавка легкой нефти пласта Т\ приводит к снижению вязкости до следующих значений: при добавлении 30 % (по объему) - до 100 мПа-с; 40 % - до 91 мПа-с; 50 % - до 57 мПа-с.
Были также получены соответствующие данные об использовании в качестве разбавителя дизельного топлива.
Дозирование последнего в нефть скв. 275 пласта Б2 при температуре 20 °С в количестве 10, 20, 30 % от объема смеси привело к изменению вязкости соответственно до 157, 100, 86 мПа-с.
Исследования показали, что путем смешивания вязкой нефти пласта Б2 и легкой нефти пласта Т\ Тананыкского месторождения в определенном соотношении можно получить приемлемое значение вязкости смеси на приеме штангового глубинного насоса и обеспечить удовлетворительную эксплуатацию скважины.
Промышленные испытания указанной технологии были проведены на скв. 296 пласта Б2 подачей маловязкой нефти из скв. 1526 пласта Т\. Характеристика условий работы скв. 296 следующая:
Эксплуатационная колонна, мм............................................................ 146
Глубина скважины, м........................................................................... 2870
Интервал перфорации, м................................................................... 2806-2815
Искусственный забой, м..................................................................... 2844
Текущее пластовое давление, МПа...................................................... 26,0
Скважинное оборудование:
насосно-компрессорные трубы:
диаметр, мм................................................................................ 73
глубина спуска, м......................................................................... 1256
насосные штанги:
диаметр, мм.............................................................................. 22
глубина спуска, м.......................................................................... 1256
Глубина спуска хвостовика с воронкой, м............................................ 1485
Пакер:
тип............................................................................................. ПВМ-122
глубина установки, м.................................................................... 1300
Штанговый насос:
тип.......................................................................................... НСН-25-44
глубина спуска, м.......................................................................... 1260
Глубина спуска смесителя, м................................................................. 1280
Контроль за работой ШСНУ в процессе испытания осуществлялся с помощью эхометрии и динамографирования. Результаты замеров уровней приведены в табл. 2.9.
Таблица 2.9
Дни работы после пуска ШСНУ | Время, ч | Динамический уровень жидкости, м | Буферное давление, МПа | Характеристика откачиваемой жидкости |
1 1 2 3 4 | 10 15 9 9 9 | 517 780 900 450 403 | 1,4 1,4 | Вода Эмульсия Отсутствие подачи |
Рис. 2.7. Динамограммы работы ШСНУ на скв. 296 Тананыкского
месторождения, снятые при подаче разбавителя при п = 61/мин"1
и 5 = 1,5 м:
/ - 24.07.91 г. в 10.00; II - 06.08.91 г. в 15.40; а, аи 6и в, ви г - характерные
точки динамограммы; Go, GB, GH - нагрузка на головку балансира СК нулевая,
при ходе вверх и при ходе вниз соответственно
Обработка динамограмм скв. 296 (рис. 2.7) произведена по известной методике с использованием полученных величин на контуре динамограммы и принятых масштабов длины хода полированного штока и действующих сил на головку балансира. Результаты обработки приведены в табл. 2.10.
Анализ результатов обработки динамограмм показал: глубинный насос работает удовлетворительно; влияние газа на работу насоса практически отсутствует; некоторая разница в вычислении длины хода полированного штока (1,4; 1,6; 1,53; 1,47 м) объясняется погрешностью записи; отклонение начертания динамограммы от эталонной указывает на небольшие утечки жидкости в НКТ.
Таблица 2.10 Результаты расчетов по обработке динамограмм ШСНУ на скв. 296
Показатель |
| Номера | замера | |
1 | 2 | 3 | 4 | |
Максимальная и минимальная нагрузки на |
|
|
|
|
головку балансира, кН: |
|
|
|
|
Gmax | 89,22 | 39,8 | 6,50 | 67,5 |
Gmin | 22,1 | 19,6 | 38,3 | 38,3 |
Длина хода полированного штока, м | 1,40 | 1,60 | 1,53 | 1,47 |
Потеря хода за счет удлинения колонны | 0,20 | 0,20 | 0,25 | 0,26 |
штанг, м |
|
|
|
|
Потеря хода за счет сокращения длины | 0,27 | 0,36 | 0,30 | 0,30 |
колонны штанг, м |
|
|
|
|
Длина хода плунжера, м | 0,90 | 1,04 | 0,98 | 0,86 |
Примечание. Замеры 1 и 2 выполнены | через 30 | мин, замеры 3 и 4 через | ||
10 мин, продолжительность работы ШСНУ | между замерами 2 | и 3 10 сут. | ||
Комментариев нет:
Отправить комментарий