Перспективы развития гидроструйного способа добычи нефти. Prospects of Development of the Hydro-jet Pump’s Method of Oil Production
Одним из наилучших способов эксплуатации скважин в осложнённых условиях является добыча нефти установками погружных гидроструйных насосов (ГСН). Эти насосы надёжны, просты по конструкции, невелики по размерам, способны успешно работать в искривлённых скважинах при высоких температурах и газосодержаниях. Недостатками гидроструйных насосов являются относительно низкий КПД и необходимость установки наземной силовой насосной станции. Однако они отходят на второй план в тех случаях, когда скважины не удаётся эффективно эксплуатировать другими способами.
Развитие гидроструйного способа эксплуатации скважин связано в первую очередь с беспакерной компоновкой струйного аппарата. Такая разработка по заказу ОАО «Самотлорнефтегаз была выполнена в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина». В ОАО «Самотлорнефтегаз» гидроструйными насосами было оборудовано 84 действующих скважины, причем 83 из них – беспакерными компоновками, подземное оборудование для которых изготовлено ЗАО «Квант». Средний дебит скважины, оборудованной струйным насосом, составлял по жидкости – 21,5 т/сут, по нефти – 9,2 т/сут при весовой обводнённости 57,1 %. Средняя наработка на отказ по гидроструйному фонду составляет 2371 сутки, в то время как по скважинам, оборудованных штанговыми глубинными насосами – всего 356 суток. Достигнутые результаты открывают перед установками ГСН хорошие перспективы дальнейшего использования в нефтяной промышленности [1, 2]. Но основными сдерживающими моментами при внедрении гидроструйных насосов в новых районах являются высокая цена и материалоёмкость силовых наземных насосных станций, сложность их обслуживания и низкая надёжность при повышенных давлениях нагнетания.
В качестве силовых насосов для установок гидроприводной добычи обычно используются плунжерные насосы высокого давления. К их надёжности предъявляются очень строгие требования, существенно повышающие стоимость установок и вынуждающие содержать для их обслуживания квалифицированный персонал. Стоимость сервиса настолько высока, что в условиях мирового экономического кризиса нефтяникам становится просто невыгодно эксплуатировать скважины гидроструйным способом с такими силовыми станциями. Помимо этого, работа плунжерных насосов вызывает сильную вибрацию установок и пульсации жидкости в системе.
Однако не надо забывать, что погружные центробежные насосы (ЭЦН) также можно использовать в качестве приводных агрегатов для установок ГСН. Надежность ЭЦН гораздо выше, чем плунжерных насосов, и они могут длительное время работать без обслуживания.
Следует отметить, что еще в 70-х годах прошлого века, какв Советском Союзе, так и за рубежом успешно применялись установки ЭЦН для привода гидропоршневых насосов [3]. Многоступенчатые центробежные насосы размещались либо в скважинах-шурфах, либо на поверхности. При этом отмечалась экономическая целесообразность использования ЭЦН вследствие их более высокой надежности вместо силовых плунжерных насосов в осложнённых условиях эксплуатации.
Известно, что горизонтальные ЭЦН используются вместо плунжерных насосов на ряде месторождений США в силовых станциях для привода гидроструйных насосов. Хотя КПД центробежного насоса меньше, чем объёмного, надежность ЭЦН при высоких давлениях нагнетания существенно выше, и это оказалось решающим обстоятельством. Из меньшего значения КПД центробежного насоса также удалось извлечь выгоду – поток нагнетаемой жидкости нагревался сильнее, и это позволило предотвратить выпадение отложений парафина без всяких дополнительных мероприятий.
С целью расширения возможностей эксплуатации осложнённых скважин с применением гидроструйных насосов была предложена технологическая схема силовой мини-станции на 1-4 скважины с приводом от ЭЦН, расположенного в шурфе. Гидроструйный способ эксплуатации при этом упрощается настолько, что напоминает привычную и знакомую нефтяникам электронасосную добычу нефти.
Мини-станция для гидроструйной добычи по этой технологической схеме успешно введена в эксплуатацию на кусте 670Б Самотлорского месторождения [4]. Технологический блок мини-станции изготовлен промышленной группой «Генерация», центробежный сепаратор механических примесей – заводом «Новомет-Пермь».
Силовая станция с применением погружных центробежных насосов имеет гораздо более широкие функциональные возможности, лучшую надежность и существенно меньшую стоимость по сравнению со станциями, в которых используются импортные плунжерные насосы. Так, промысловый опыт свидетельствует о том, что при давлениях нагнетания свыше 16 МПа у плунжерных насосов, приводящих в действие ГСН, резко снижается наработка на отказ. Для установок ЭЦН это значение давления нагнетания не является предельным. Современные погружные насосы развивают давления 20-30 МПа и при этом работают достаточно надежно. Внедрение силовых станций с установками ЭЦН для привода гидроструйных насосов позволит освоить и ввести в нормальную эксплуатацию значительное количество бездействующих и часторемонтируемых осложнённых скважин.
Представленная технология при соответствующей доработке силовой станции дает также весьма привлекательную возможность осуществлять гидроструйную эксплуатацию с минимальными затратами на обслуживание, что существенно сократит издержки производства. В связи с этим была разработана новая технологическая схема станции, позволяющая обойтись при эксплуатации одной АГЗУ «Спутник», а не двумя, как практикуется сейчас на промыслах.
Основная отличительная особенность новой технологической схемы состоит в том, что обеспечивается возможность индивидуального замера дебита добываемой продукции (а не смешанного потока) по каждой из скважин, оборудованных струйными насосами (рис. 1).
Рис.1. Новая технологическая схема гидроструйной эксплуатации скважин с приводом от силового погружного центробежного насоса
Система работает следующим образом. Перед первым запуском станции шурф 3 заполняется жидкостью (например, водой или дегазированной нефтью). Затем включается силовой ЭЦН 4, нагнетающий рабочую жидкость в НКТ добывающих скважин 1 и далее – в сопла струйных насосов 2. (На рис. 1 для простоты показана лишь одна добывающая скважина, на практике их число может доходить до 10-12). Часть жидкости из шурфа 3 уходит в этот период времени на заполнение труб от станции до скважин, НКТ и кольцевого межтрубного пространства добывающих скважин 1. Объём шурфа 3 выбирается с запасом так, чтобы это обеспечить с учетом положения статического уровня и геометрических размеров труб и затрубного пространства. После того, как с помощью струйных насосов 1 начинается добыча жидкости из скважин, смешанный поток рабочей жидкости и добываемой продукции возвращается в шурф 3. Поскольку в это промежуток времени из шурфа 3 уходит меньше жидкости, чем приходит, то по мере заполнения давление в шурфе 3 и в линиях подвода продукции скважин к шурфу постепенно повышается. Когда давление там станет выше, чем давление в системе нефтегазосбора, открывается обратный клапан 5 и добываемая продукция начнет поступать в АГЗУ «Спутник» 7 на замер. Рабочая жидкость с попутным газом направляется в шурф 3 и далее – на прием силового ЭЦН, где установлены сепараторы механических примесей и газа. Твердые частицы оседают в накопитель погружного центробежного сепаратора мехпримесей, а газ идет в межтрубное пространство между НКТ силового ЭЦН промежуточной колонны шурфа 3, откуда через обратный клапан 6 направляется в АГЗУ «Спутник» 7. Снабжение системы погружным, а не наземным центробежным сепаратором механических примесей позволяет обойтись без сброса грязной жидкости в «Спутник», вносящего неопределённость в замерах на мини-станции, работающей на кусте 670 Самотлорского месторождения.
Таким образом, появляется возможность для полного контроля работы скважин, оборудованных гидроструйными насосами, с автоматизацией, которая обеспечит удобную эксплуатацию силами промысла, без привлечения дорогостоящих сервисных подрядчиков.
В заключение следует отметить, что проблема эффективной механизированной эксплуатации низкодебитного фонда остро стоит практически перед всеми ведущими нефтяными отечественными компаниями. Кроме того, бездействующий фонд скважин составляет в настоящее время в России, по различным оценкам, примерно 16 % от их общего числа, т.е. около 25 тысяч. Еще 9 % (примерно 14 тысяч) скважин находятся в консервации. Разработка и промышленное производство оборудования в соответствии с предложенной новой технологической схемой для освоения и эксплуатации таких скважин гидроструйными насосами с приводом от силовых ЭЦН позволит получить дополнительную добычу нефти, повысить нефтеотдачу пластов и принесёт существенный экономический эффект.
Литература
1. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении / Орлов Д.Г., Териков В.А., Дроздов А.Н. и др. – Нефтепромысловое дело, 2003, № 11, с. 20–24.
2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: Учебное пособие для вузов. – М.: МАКС пресс, 2008. –312 с.
3. Казак А.А. Применение многоступенчатых центробежных насосов в качестве силовых в гидропоршневых насосных установках. – Нефтяное хозяйство, 1983, № 4, с. 79–80.
4. Дроздов А.Н., Териков В.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложнённых скважин. – Нефтяное хозяйство, 2009, № 6, с. 68-72.
Ключевые слова: Гидроструйный способ добычи нефти, силовая станция, погружной центробежный насос.
Key words: Hydro-jet pump’s method of oil production, power station, submersible centrifugal pump.