Газопесочные якоря предназначены для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. Монтируется на приеме штангового насоса. Газопесочный якорь (Рисунок 4.2) состоит из двух камер – газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 5, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней – рабочая труба 6, снабженная конической насадкой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через переводник 2, который связывает корпус якоря со всасывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры навинчена глухая муфта 9 [69]. Рисунок 4.2 – Газопесочный якорь При работе насоса жидкость из скважины поступает через отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделившаяся от песка жидкость поднимается по кольцевому пространству в песочной камере и поступает через отверстия в специальной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса. Для скважин, в которых наблюдается периодическое (при изменении отбора жидкости) поступление небольших объемов песка, устанавливают песочный якорь конструкции фирмы Cavins, показанный на Рисунке 4.3, для скважин, оборудованных УЭЦН. Рисунок 4.3 – Компановка УЭЦН с песочным якорем Конструкция предусматривает отделение абразивных твердых тел (песка) от добываемой жидкости с помощью направленного потока по спирали. В результате твердые частицы осаждаются в песочный якорь, а очищенная жидкость поднимается к насосу. Улавливаются частицы песка, которые подняты потоком жидкости из пласта и не упали в зумпф, что позволяет продлить безаварийный период работы УЭЦН. Установка противопесочных якорей подобной конструкции не требует участия специалистов фирмы-изготовителя в процессе спуска в скважину. В том случае, если в скважине постоянно выносится песок из пласта, устанавливается щелевой фильтр или фильтр с гравийной набивкой с перекрытием интервалов перфорации. Пример установки таких фильтров представлен на Рисунке 4.4.
Рисунок 4.4 – Многозонное перекрытие за один рейс Настоящая компоновка оборудования требует участия специалистов фирмы и использования дополнительного оборудования и материалов: песок, жидкость песконосителя, специальный инструмент, пескосмесительная и продавочная техника. После определения характера поступления песка, перед спуском выбранного оборудования скважину необходимо очистить от песчаных отложений в интервале перфорации. Пробки ликвидируют, промывая их водой. Сложность процесса обусловлена тем, что пластовое давление на месторождении «Дракон» снизилось до значений, намного меньших гидростатического, и во время промывки фильтровой зоны промывочная жидкость проникала в пласт. Песок полностью не выносился из скважины, оседал в кавернах призабойной зоны и частично оставался во взвешенном состоянии в стволе скважины из-за низких скоростей восходящего потока. В дальнейшем при освоении скважины или после непродолжительной ее работы взвешенный и поступивший из призабойной зоны песок приводил к заклиниванию насоса. Подобная ситуация сложилась при ремонте скв. №101 месторождения «Дракон». На месторождениях СП «Вьетсовпетро» для предотвращения поступления песка из эксплуатационной колонны в призабойную зону во время промывки скважины создают минимальную репрессию на продуктивные пласты. Лучшим типом промывочной жидкости в этом случае являются пенные системы, которые позволяют обеспечить совершенную гидродинамическую связь пласта со скважиной, сохранить коллекторские свойства призабойной зоны и обеспечить приток при аномально низких пластовых давлениях [3, 4]. Второй вариант решения этой проблемы – промывка пробок высоковязким раствором, который не проникает глубоко в призабойную зону и хорошо удерживает частицы песка при движении потока по затрубному пространству. К таким жидкостям относятся водные растворы полиакриламида. Температура пласта миоценовых отложений месторождения «Дракон» составляет около 90 °С, газосодержание нефти 110 м3/т. Нефти имеют большое содержание ПАСВ с температурой плавления 59–60 °С. Эти факторы являются определяющими при эксплуатации скважин и сборе их продукции. Для улучшения реологических свойств нефти и осуществления безаварийного транспорта ее на ЦТП-2 (центральная технологическая платформа) нефть нагревается до 80 °С, и в нее подается депрессатор.
С целью решения проблем пескопроявления на месторождении «Дракон», на заседании секции разработки, бурения, добычи и экономики Научно-технического совета НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» 31 января 2014 г. были проанализированы осложняющие факторы эксплуатации скважин RP-1. Основным из них на тот момент было признано наличие песка в продукции. Результаты пробной эксплуатации 21 и 22 горизонтов месторождения «Дракон» показали целесообразность проведения следующих мероприятий:
-
совершенствование механизированной добычи нефти, в первую очередь, УЭЦН с установкой пескозадерживающих фильтров, спускаемых на эксплуатационной колонне, НКТ или устанавливаемых с помощью пакера;
-
проведение испытаний на пескопроявляющих скважинах по определению максимально допустимых депрессий на пласт, при которых не происходит выноса песка;
-
использование шланго-электрокабелей УЭЦН для подачи депрессаторов в продукцию скважин для улучшения реологических свойств транспортируемой нефти.
Для определения зависимости интенсивности выноса песка от дебита скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» силами работников НИПИморнефтегаз и ПДНГ СП «Вьетсовпетро» (А.С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг, А.В. Беленко, Нгуен Тьен Тханг и др.) были выполнены промысловые исследования, результаты которых позволили уточнить оптимальную рабочую область эксплуатации УЭЦН и показали необходимость использования насосных установок с меньшей производительностью. На Рисунке 4.5 показана рабочая область УЭЦН до и после оптимизации по типу насосов и производительности. Расчеты были выполнены с помощью программы, разработанной специалистами СП «Вьетсовпетро» (А.С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг, А.С. Клевцов, Фам Чунг Шон и др.). УЭЦН работают в оптимальной области рабочих характеристик с дебитами жидкости от 20 до 60 м
3/сут, давление на приеме насосов находится в пределах 20–53 ат, температура на приеме – 7692
оС, КПД установок находится в диапазоне 43–48 %. Достигнута высокая средняя наработка на отказ УЭНЦ, равная 921 сут. Рисунок 4.5 – Рабочая область УЭЦН до оптимизации – DN-1000 (сверху); после оптимизации – DN-400 (снизу).
4.3 Временное применение УЭЦН на скважинах юго-восточного участка
По состоянию на 01.01.2011 г. на юго-восточном участке месторождения «Дракон» (RC-2 /RP-3) некоторые скважины работали в нестабильной области и прекратили фонтанировать [5]. Сложившаяся ситуация с остановкой скважин на месторождении «Дракон» требовала рассмотрения мероприятии по их вводу в эксплуатацию. Для этого была проведена технико-экономическая оценка по применению УЭЦН до обустройства газлифта на RC-2 (RP-3). Интенсификация разработки залежей внедрением механизированной добычи нефти является многофакторной задачей, решаемой инженерными расчетами с учетом экономической конъюнктуры, включающей текущую и прогнозируемую цену нефти. В основу инженерного обоснования выбора механизированного способа эксплуатации скважин положены:
-
результаты применения различных механизированных способов в аналогичных геолого-технических условиях;
-
прогноз динамики пластового давления и обводненности продукции;
-
прогноз исполнения проектных решений по обустройству месторождения и оперативность исполнения корректирующих действий;
-
прогноз потенциальных мощностных и временных показателей источников энергии для механизации добычи;
-
характеристика проектируемой системы сбора и подготовки продукции.
В 2012 г. проведенный анализ состояния фонда добывающих скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон» позволил сформулировать следующие выводы и рекомендации (А.Н. Иванов, А.С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг и др.) [5]:
-
Основным направлением механизации добычи нефти на месторождении «Дракон» является внедрение компрессорного газлифта, что определено документом «Уточненная Генеральная схема разработки и обустройства месторождения Дракон» [134].
-
Исходя из соображений текущей нормализации процесса разработки залежи фундамента юго-восточного участка месторождения «Дракон» и учитывая наблюдающиеся в последнее время факты прекращения фонтанирования, необходимость выполнения плановых заданий по добыче нефти; ожидаемую конъюнктуру рынка нефти, текущую и прогнозную энергетическую характеристику залежи, динамику обводненности продукции скважин, неопределенность сроков внедрения полноценной системы газлифта, предлагались следующие временные варианты эксплуатации, некоторых скважин:
-
Перевести скважин №№14, 21 и 206 на механизированный способ эксплуатации с использованием УЭЦН.
-
Перевести скважин №№14, 21, 201, 206 и 305 на механизированный способ эксплуатации с использованием УЭЦН.
Предлагалась оборудовать колонну НКТ комплексом ВСО, позволяющим в дальнейшем перевести скважины на газлифтную эксплуатацию без проведения СПО, рассматривалось два подварианта:
-
Временная схема ВСО без пакера (Рисунок 4.6).
-
Схема ВСО с пакером, при дополнительном обосновании (Рисунок
4.7). Вариант А. При работе одного насоса УЭЦПК и одного насоса FMC для закачки воды, обеспечение электроэнергией (322 кВт) возможно от существующего энергоблока ДГ-72 на RP-3. В данном варианте предусматривал объем закачки воды для ППД на уровне 2200 м
3/сут. Энергетическое обеспечение вариантов и объемы закачки воды ППД. Рисунок 4.6 – Временная схема ВСО с УЭЦН (без пакера) Рисунок 4.7 – Временная схема ВСО с УЭЦН (с пакером) Вариант В. При работе одного насоса УЭЦПК для закачки воды ППД обеспечение электроэнергией (748 кВт) возможно от существующего энергоблока ДГ-72 на RP-3. В данном варианте предусматривается объем закачки воды для ППД на уровне 1700 м
3/сут. В 2012 г. коэффициент эксплуатации нагнетательных скважин составлял 0,934. Варианты внедрения ЭЦН позволяли закачивать за сутки 2200 и 1700 м
3 воды. Соответственно за 2012 г. можно было закачивать 750 тыс. м
3 или 580 тыс. м
3 воды. По варианту без внедрения ЭЦН за 2013 г. можно добыть 600 тыс. т нефти и закачать 750 тыс. м
3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составит 31%. При этом среднее давление снизится до 20,4 МПа. По варианту А с внедрением ЭЦН на трех скважинах, за 2013 г. можно добыть 662,5 тыс. т нефти и закачать 750 тыс. м
3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составляет 30,5%. При этом среднее давление снизится до 20,3 МПа. По варианту В с внедрением ЭЦН на пяти скважинах, за 2013 г. можно добыть 693,8 тыс. т нефти и закачать 580 тыс. м
3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой составит 27,7%. При этом среднее давление снизится до 19,7 МПа. Динамика накопленных добычи нефти и компенсации отбора закачкой, среднего пластового давления приведены на Рисунке 4.8.