УВЕЛИЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ МЕТОДОМ СНИЖЕНИЯ НЕГАТИВНОГО ВЛИЯНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА РАБОТУ ГНО ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН АЛЕКСЕЕВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

В процессе эксплуатации нефтяных скважин предприятия нередко сталкиваются с ростом давления в затрубном пространстве. Эта проблема имеет высокую значимость, особенно в текущих условиях постоянного снижения рентабельности добычи нефти и истощения старых запасов нефтяных залежей. Эксплуатация скважин с недостаточным коэффициентом подачи приводит к её срыву и постоянным недоборам нефти. Любое значение затрубного давления выше давления коллекторного приводит к образованию газовой шапки в затрубном пространстве.

 

Существующие, простые методы, такие как установка газоперепускных клапанов не позволяют эффективно избавляться от образующих газовых шапок.

 

Снижение коэффциента наполнения насоса зачастую приводит к тому, что клапанная пара начинает работать с большим объемом газа, чем с объемом жидкости. В связи с этим фактическая подача насоса становится кратно меньше теоретической.

 

Существует несколько решений проблемы снижения рентабельности добычи нефти. Уплотнение сетки скважин, применение нового глубинно насосного оборудования, различные методы увеличения нефтеотдачи. Однако все эти методы требуют высоких людских и материальных затрат. Поэтому метод принудительной откачки газа является наиболее выгодным с экономической точки зрения, так как требует меньшего количества капитальных затрат.

 

Материалы и методы

При написании данной статьи был проведен анализ базовых и текущих промысловых данных, полученных в ходе реальной эксплуатации технологии.

 

Результаты

Для снижения газового давления в затрубе используются компрессорные установки, что эффективно повышает нефтедобычу, а также обосновано экономически.

 

Метод заключается в принудительном отборе газа из затрубного пространства скважин с помощью специальных компрессорных установок:

• внутрискважинных;
• поверхностных;
• подвесных;
• стационарных;
• передвижных и т.д.

В ЗАО «Алойл» успешно провело испытания мобильной скважинной компрессорной установки (МСКУ-10.5), производства ООО «ЗАМАН» и внедрило их в промышленную эксплуатацию на своих месторождениях.

 

МСКУ предназначена для откачки газа из затрубного пространства скважин с любым типом насосного оборудования, а также для компримирования и транспортировки газа с нефтепродуктами по линии сбора продукции.

 

Технические характеристики МСКУ производства ООО «Заман» представлены в таблице 1.

 

Установка состоит из двух компрессоров с тремя ступенями сжатия с электрическими приводами.

 

Таблица 1.

Характеристики
Производительность, нм3/час	28
Максимальное рабочее давление, МПа	4,0
Мощность электроприводов, кВт	7,5
Напряжение питания, В	380
Давление на входе, минимум, МПа	0,05
Давление на входе, максимум, МПа	4,0
Габаритные размеры: ДхШхВ, мм	2200х1500х2000
Вес в сборе, кг	1090

 

Основным элементом МСКУ-10.5 является компрессор импортного производства всего с двумя ступенями сжатия вместо трех ступеней в серийном оборудовании. Такой подход позволил снизить фактическое электропотребление компрессорной установки на 65%, тем самым снизив нагрузку на электрические сети предприятия.

 

В процессе проведения опытных испытаний одной единицы компрессорного оборудования успешно подтверждена возможность решения следующих производственных задач:

• плавный пуск компрессорной установки:
• поддержание Р затрубного в необходимом диапазоне давлений;
• увеличение объёма добываемой продукции.

Установка для откачки газа испытывалась на одном из кустов скважин Алексеевского нефтяного месторождения. За время испытаний уровень обводненности продукции не изменился, при этом существенно вырос динамический уровень в скважинах и их дебит.

 

Планируемые результаты добычи нефти из испытуемых скважин приведены в таблице 2. Итоговые результаты приведены в таблице 3.

 

Таблица 2.

253
	6107	6108	6109	6110
Дебит жидкости, м3/сут (ожидаемый)	1 (1,1)	3,1 (3,41)	2,1 (2,31)	2,3 (2,53)
Дебит нефти, т/сут (ожидаемый)	0,86 (0,946)	2,64 (2,904)	1,81(1,991)	1,98 (2,178)
Динамический уровень, м	1318	1290	1312	1314
Глубина спуска ГНО, м	1401	1401	1396	1386
Итого ожидаемый прирост дебита нефти, т/сут				0,73

 

Таблица 3.

Параметр	Показатели до внедрения СКУ	Показатели после внедрения СКУ	Показатели на 13.04.2021	Разница показателей
скв. №6107
Динамический уровень, м	1325	1241	1267	-58 м	4%
Дебит по нефти т/сут	0,86	1,4	1,52	0,66 т	77%
Давление затрубное, МПа	0,8	0,1 – 0,4	0,2	-
скв. №6108
Динамический уровень, м	1295	1292	1268	-27 м	2%
Дебит нефти т/сут	2,58	2,7	2,87	0,29 т	11%
Давление затрубное, МПа	0,9	0,1-0,4	0,2	-
скв. №6109
Динамический уровень, м	1315	1295	1249	-66 м	5%
Дебит нефти т/сут	1,72	2,5	2,27	0,55 т	32%
Давление затрубное, МПа	1,1	0,1 – 0,4	0,2	-
скв. №6110
Динамический уровень, м	1320	1249	1056	-264 м	20%
Дебит нефти т/сут	1,98	2,6	2,5	0,52 т	26%
Давление затрубное, МПа	1,1	0,1 – 0,4	0,2	-

 

На рисунке 1. Представлена технологическая схема компрессорной установки.

 

Рисунок 1 – технологическая схема МСКУ

 

1 – компрессор, 2 – электрический привод, 3 – рамный блок; 4 – электромагнитный клапан; 5 – датчик КИПиА, 6 – ёмкость для сбора конденсата, 7 – фильтр-каплеуловитель.

 

Рисунок 2. Интерфейс программного обеспечения

 

Выводы

В качестве заключения можно сделать следующие основные выводы:

• Установка МСКУ-10.5 более простая в техническом наполнении чем серийная МСКУ-10, что снижает затраты на её обслуживание, а также упрощает её возможный ремонт.
• Данный тип компрессорной установки имеет низкий показатель потребления электроэнергии, за счёт единого электродвигателя мощность 7,5 кВт.
• Удельное потребление электроустановки составляет 0,7 кВт на 1 нм3 откачиваемого объема ПНГ.

Подтверждения

Эффективность применения технологии доказана, что подтверждают утвержденные компанией Заказчиком акты проведения опытно-промышленных испытаний.