ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ШСН

 

Как известно, при разработке большинства нефтяных
месторождений         России          применяются         напорные

герметизированные системы сбора нефти и газа. В этих условиях при повышении давления на устье скважин до 1—2 МПа, давление в их затрубных пространствах даже при незначительном газовом факторе увеличивается до 2-3 МПа, и при отсутствии устройства для принудительного выпуска газа может возрасти.

Отрицательное влияние противодавления в системе нефтегазосбора на показатели работы скважин может быть устранено путем улавливания легких фракций углеводородов из затрубного пространства. Это достигается как строительством централизованной системы вакуумных трубопроводов, так и установкой компрессоров на устье скважин.

Преимуществом централизованной вакуумной системы является использование серийно выпускаемого компрессорного оборудования, недостатком - значительные затраты на сооружение системы газопроводов.

Одним из распространенных инженерных решений рассматриваемой проблемы является применение подвесных компрессоров, монтируемых на станках-качалках с приводом от общего электродвигателя.

Прирост дебита скважины АО за счет снижения давления в затрубном пространстве определяется степенью снижения забойного давления по формуле

AQ = (pc-p'c)K,                             (2.127)

77777

 

Рис. 2.19. Кинематическая схема станка-качалки с подвесным компрессором:

/  - опора; 2, 3, 6, 7 - клапаны; 4 - цилиндр компрессора; 5 - поршень компрессора; 8 - заднее плечо балансира; 9 - шатун; 10 - кривошип

где р'с и р"с - забойное давление соответственно до и после пуска компрессора; К - коэффициент продуктивности скважины.

На промыслах НГДУ «Бузулукнефть» проводились промысловые испытания по оценке технологической и экономической эффективности применения подвесных компрессоров для откачки газа из затрубного пространства скважин с целью улучшения условий их работы.

Подвесной компрессор (рис. 2.19) представляет собой поршень 5 с цилиндром 4 и клапанами 2, 3 и 6, 7, шарнирно связанный с балансиром станка-качалки 8. Он монтируется между опорой балансира и шатунами 9. При перемещении балансира      поршень      совершает      возвратно-поступательное

движение, создавая в цилиндре всасывание газа из затрубного пространства и нагнетание его в выкидную линию скважины. Шток с поршнем и цилиндр компрессора качаются вокруг оси шарнирной опоры /. Камера всасывания технологически связывается с затрубным пространством скважины, а камера нагнетания - со сборным трубопроводом.

Транспортировка газа производится с помощью гибких рукавов, а регулирование потока - с помощью задвижек и обратных клапанов. При кустовом размещении скважин с небольшими расстояниями между устьями к компрессору могут подключаться скважины, эксплуатируемые УЭЦН.

Всего на объектах НГДУ «Бузулукнефть»,
характеризующихся       различными        геолого-физическими

условиями, было смонтировано 34 подвесных компрессора, в том числе на месторождениях: Бобровском - 22; Тананыкском - 8; Курманаевском - 2; Пронькинском - 1; Покровском - 1.

Пуск компрессора в работу приводит к снижению затрубного давления, повышению динамического уровня и сопровождается, как правило, увеличением отбора жидкости. Большая часть скважин до применения компрессоров работала с затрубным давлением 2,0-3,0 МПа. Распределение скважин опытного участка по начальному затрубному давлению до применения подвесных компрессоров приведено в табл. 2.11.

Наиболее высокое затрубное давление (более 4 МПа) отмечалось по ряду скважин Тананыкского и Бобровского месторождений. После установки и запуска компрессора затрубное давление снижалось до 0,15-0,25 МПа, реже до 0,4 МПа, а динамический уровень значительно повышался в пределах 150-600 м, наиболее часто встречавшиеся значения -300-500 м.

Результаты наблюдений за изменением динамического уровня в скважинах ALR при запуске и работе подвесных компрессоров и снижением затрубного давления на устье скважины Ару приведены    на    рис.    2.20.    Обработка    полученных    данных

Таблица 2.11

Распределение опытных скважин по величине затрубного давления до применения подвесных компрессоров

 

Начальное затрубное давление, МПа	Количество скважин	Доля скважин, %
До 2 2-3 3-4 4-5 Более 5 Всего	3 15 6 5 5 34	8,9 44,1 17,6 14,7 14,7 100

методами    математической    статистики    позволила    получить корреляционную зависимость между ALR и Арс в виде формулы

ALR = 120Лрс+13,9,

где ЛЛд -ми Арс - МПа. Коэффициент корреляции уравнения составил 0,606.

2             4             6 Ару, МПа

Рис. 2.20. Зависимость приращения динамического уровня жидкости в

скважине АЬЯ от снижения давления в затрубном пространстве Дру с

помощью подвесных компрессоров

Невысокое значение коэффициента корреляции объясняется неточностью замера динамического уровня из-за наличия в затрубном пространстве слоя газонефтяной пены, толщина которого резко увеличивается при снижении давления в затрубном пространстве.

Образование пены затрудняет оценку изменения забойного давления с достаточной точностью.

Промысловые исследования применения подвесных компрессоров состояли из двух этапов.

Первый этап включал в себя определение рабочих параметров ШСНУ при установившемся режиме работы компрессора при откачке газа из затрубного пространства, его сжатии и подаче в выкидную линию. На втором этапе проводилось повторное измерение рабочих параметров ШСНУ, но уже в установившемся режиме работы ШСНУ с отключенным компрессором. На втором этапе измерения рабочих параметров скважины начинались через сутки после отключения компрессора.

Отключение компрессора выполнялось без остановки ШСНУ путем перекрытия кранов, через которые компрессор сообщается с затрубным пространством и выкидной линией. При этом были открыты вспомогательные краны, через которые рабочие камеры компрессора сообщаются с атмосферой.

С использованием комплекса диагностики скважин «Квантер-2у» проводились динамометрирование, измерение динамического уровня и давления газа в затрубном пространстве, силы тока в обмотках приводного электродвигателя.

Приняты во внимание проблемы эксплуатации компрессоров при низких температурах воздуха в осенне-зимний период, когда имели место гидратообразование и загустевание масла с потерей текучести.

Теоретически увеличение отбора жидкости при снижении давления в затрубном пространстве обусловлено двумя причинами: снижением забойного давления, что приводит к увеличению депрессии на пласт, и, вследствие подъема динамического уровня, улучшением условий работы насосной установки. К сожалению, как указано выше, точное измерение забойного давления не было выполнено, а пересчет его значения по динамическому столбу жидкости и газожидкостной пены производился с большой погрешностью. Сопоставление значений снижения затрубного давления и прироста динамического уровня показывает, что в принципе они в значительной степени компенсируют друг друга.

Следует также иметь в виду, что из-за интенсивной откачки газа из затрубного пространства усиливается сепарация газа в области приема. По-видимому, большая часть свободного газа устремляется в затрубное пространство, а меньшая поступает в насос. За счет этого увеличивается коэффициент наполнения насоса.

Значение прироста дебита жидкости по скважинам изменяется от 1-2 до 30-40 м3/сут, дебиты нефти - от 0,7-1,6 до 11-12 т/сут, в отдельных случаях (скв. 221 Тананыкского месторождения) - до 22 т/сут. Наиболее часто встречающееся значение прироста дебита нефти 2—5 т/сут. Отмечаются случаи, когда подключение компрессора вначале приводит к существенному увеличению дебита нефти, а затем к его уменьшению до уровня базового и даже ниже. В качестве примера можно привести динамику дебита нефти по скв. 85 и 2053 Бобровского, скв. 255 Курманаевского и скв. 1206 Пронькинского месторождений, в которых после 3-5 мес работы компрессора дебиты скважин без видимых причин резко снизились. Вероятнее всего, это было связано с техническими причинами, а именно, ухудшением работы насосных установок.

Оценка эффекта от применения подвесных газовых компрессоров проводилась путем сопоставления базовых показателей работы скважины с показателями, полученными после   проведения   операции.   Достоверность   оценки   эффекта

зависит от надежности обоснования базы, количества и качества промысловых измерений в процессе работы компрессора. К сожалению, необходимо отметить, что замерные узлы «Спутник» сильно изменены, в результате чего точность измерений дебита жидкости недостаточна. В этих условиях необходимо повысить количество замеров до 6-8 в месяц, столько же должно быть проведено анализов на содержание воды в продукции.

Таблица 2.12

Эффективность применения подвесных компрессоров на скважинах НГДУ "Бузулукнефть"

Месторождение	Номер скважины	Базовый дебит,	Прирост дебита,	Продолжи­тельность	Дополни­тельная до-
		т/сут	т/сут	работы, сут	быча нефти, 1
Бобровское	85	20,1	1,7	352	592
	1024	16,6	1,2	334	386
"	886	15,7	4,3	309	1317
	824	6,7	14,7	285	4190
	788	14,6	0,2	300	72
"	479	9,5	9,0	253	2284
	908	12,9	9,4	269	2521
	1079	5,3	3,4	263	886
	209	11,7	1,6	268	435
"	853	11,0	0,3	213	64
	459	6,3	5,0	153	760
	1026	6,1	3,5	101	352
	1025	11,5	3,5	226	797
"	936	9,0	9,4	135	1270
	1014	14,5	1,2	85	98
	1064	19,7	0,3	87	28
Тананыкское	1550	4,6	3,4	250	839
	221	12,3	22,4	266	5948
	222	5,3	6,6	193	1267
	265	3,2	2,0	289	567
	1508	4,2	7,8	213	1663
	225	1,6	4,2	162	687
	1538	19,6	6,2	289	1787
	1526	15,5	12,9	131	1696
Пронькинское	1206	1,6	1,9	212	403
Саврушенское	2301	10,8	1,6	343	548
	2053	4,4	1,4	217	300
Спиридоновское	244	4,0	7,3	243	1779
Курманаевское	255	11,6	1,3	188	249
Покровское	2302	17,2	0,5	186	89

Значение эффекта за год по скважинам изменяется в широких пределах: от 11 (скв. 1079 Бобровского месторождения)     до     5856     т     (скв.     221      Тананыкского

месторождения). Эффект, превышающий 1000 т, отмечен в четырех скважинах, в остальных скважинах наиболее часто встречающееся значение эффекта составляет 150-300 т.

В табл. 2.12 в качестве примера приведены данные по скважинам, на которых были смонтированы компрессоры.

В скважинах, оборудованных подвесными компрессорами, были выполнены исследования методом динамометрирования. Анализ полученных динамограмм показал:

многократное снижение давления в затрубном пространстве при работе компрессора;

повышение динамического уровня жидкости в скважине, способствующее увеличению коэффициента подачи штангового насоса за счет ослабления влияния газа на его работу;

увеличение производительности насоса за счет роста коэффициентов наполнения и подачи насоса.

Таким образом, установка подвесных компрессоров на скважинах, оборудованных ШСНУ, в НГДУ «Бузулукнефть» является эффективным мероприятием с технологической и экономической точек зрения и должно быть рекомендовано к более широкому применению на других объектах ОАО «Оренбургнефть».

Перспективу более широкого применения подвесных компрессоров следует увязать с детальной проработкой вопросов эксплуатации этого оборудования в зимних условиях.