Повышение эффективности добычи нефти с применением установок винтовых гидронасосов на месторождении "Джудайда" (Judaida) Республики Ирак

Цитирование: Альмохаммад, А. М. Повышение эффективности добычи нефти с применением установок винтовых гидронасосов на месторождении «Джудайда» (Judaida) Республики Ирак / А. М. Альмохаммад, М. В. Брунгардт, Н. Г. Квеско, А. В. Брунгардт, Е. А. Сорокин, Н. А. Колбасина // Журн. Сиб. федер. унта. Техника и технологии, 2022, 15(1). С. 6–13. DOI: 10.17516/199-9494X-0369

Актуальность темы. Проблема освоения месторождений высоковязкой нефти крайне актуальна для Ирака. На сегодняшний день для добычи и перекачки высоковязкой нефти в основном используются штанговые установки.

Текущее состояние мировой экономики ставит перед нефтедобывающей отраслью новые задачи, связанные в том числе и с оптимизацией затрат при нефтедобыче с целью снижения себестоимости конечного продукта. Одним из путей снижения может стать изменение технологии откачки нефти из скважины с целью снижения конечных затрат на данную операцию. Рассмотрим этот вопрос на примере месторождения «Джудайда» в Ираке.

Объект исследования. Газонефтяное месторождение «Джудайда» (Judaida) расположено в северной части Ирака в 58 км к северо-востоку от г. Тикрит между месторождениями «Хамрин» и «Джамбур». Месторождение приурочено к антиклинали северо-западного – юговосточного простирания с осложнением разломом, было открыто в 1989 г., но разработано в 1991 г. Длина складки 12, 5 км, ширина – 5, 7 км [1, 2].

Нефтеносность установлена в отложениях олигоцена – нижнего миоцена и верхнего мела. В олигоцен-нижнемиоценовом резервуаре выявлено два продуктивных горизонта. Верхний приурочен к мергелистым сильнотрещиноватым известнякам свиты Джерибе (нижний миоцен) на глубине 2800 м. Плотность нефти 2,890 г/см3.

Плотность нефти на поверхности 2,966 г/см³, пластовое давление 25 МПа, давление насыщения (P нас ) 21 МПа, обводненность продукции скважины 21 %, пластовая температура (t_пл) 70 °C, динамический уровень по вертикали 1200 M, содержание серы 2,9 % (вес.), асфальтенов – 2,8 (вес.), содержание парафинов 2,9 %, газовый фактор 80 м³/м³. Состав газа, об.%: CH 4 –73,5 %; C 2 H 4 –6, 8 %; C 3 H 8 –2,9 %; C 4 H 10 –1, 8 %; C 5 H 12 –0, 41 %; C 6 H 14 + высшие – 0,22 %; N 2 –0 %; CO 2 –0,0 %; H 2 S – 0,0 %.

Пористость до 21 %; проницаемость между 155 и 400 мД.

Нижний продуктивный горизонт связан с доломитизированными и оолитовыми поровокавернозными известняками свит верхний Киркук-Евфрат (олигоцен – нижний миоцен), залегающими на глубине 2900–3200 м (рис. 1–3). Плотность нефти 2,988 г/см3.

Дебиты нефти из основного продуктивного горизонта (свита Кальхур) равны 2000 бар /сут. Начальные доказанные запасы нефти месторождения составляют от 60 млн т (по состоянию на 1.01.2011 [3]).

Запасы нефти в залежи относятся к категории крупных. Подошвенная вода с минерализацией 70 г/л оказывает давление для вытеснения нефти из пласта совместно с закачиваемой водой в нагнетательные скважины.

Эксплуатационных скважин – 25.

Из 40 скважин действующего добывающего фонда 10 работают фонтаном, 5 оборудованы ЭЦН, 10 – винтовые.

Нагнетательных скважин – 25.

Наблюдательных скважин – 10.

В газовом фонде 3 скважины, из них 2 действующие, 1 наблюдательная.

За время эксплуатации нефтяных скважин произошло падение давление от 29 до 21 МПа, которое привело к прекращению фонтанирования. В сложившейся ситуации рациональным является возобновление дебитов скважин механизированными способами, которые должны обеспечивать высокую продуктивность скважин на месторождении «Джу-дайда».

Рис. 1. Структурная карта подошвы свиты Джудайда

Fig. 1. Structural map of the base of the Judaida Formation

Рис. 2. Геологический профиль по линии I–I´

Fig. 2. Geological profile along the line I–I´

Риc. 3. Геологический разрез продуктивных отложений

Наиболее рациональна технология добычи нефти с помощью установок винтовых насосов. В этом случае выбор оборудования для установок винтовых насосов производится индивидуально, согласно параметрам существующих скважин.

Механизированная добыча углеводородов в Ираке производится при помощи различных типов оборудования. Для механизированной добычи применяют различные типы насосного оборудования в зависимости от глубины и характеристик месторождения. При глубине залегания не более 1200 м применяют штанговые глубинные установки (УШГН, рис. 4). Несмотря на то что такая технология отработана десятилетиями, она не лишена существенных недостатков, связанных как с недостаточной надежностью, трудоемкостью технического обслуживания и ремонта, так и с негативным действием на экологию прилегающей местности. Так, при

Рис. 4. Погружной винтовой насос с поверхностным приводом: 1 – первичный двигатель; 2 – редуктор; 3 – станция управления; 4 – корпус насоса; 5 – ротор; 6 – статор; 7 – центратор; 8 – якорь

Fig. 4. Submersible screw pump with surface drive: 1 – prime mover; 2 – reducer; 3 – control station; 4 – pump housing; 5 – rotor; 6 – stator; 7 – centralizer; 8 – anchor возвратно-поступательном движении отполированного штока качалки активно изнашивается устьевой сальник, что приводит к разливу нефти. При глубине не более 3500 м используются установки электрического центробежного насоса (УЭЦН). Установки погружных винтовых электронасосов (УЭВН) можно использовать при глубине более 3000 м, поэтому в качестве одной из наиболее перспективных технологий поднятия нефти на месторождении «Джудайда» из нефтесодержащих пластов более глубокого залегания предлагается способ механизированной эксплуатации скважин с использованием установок электровинтовых насосов (УЭВН) [3, 6]. В дальнейшем решаются технические вопросы для применения данного вида оборудования в Ираке на других месторождениях с глубиной более 3000 м.

Основные эксплуатационные преимущества использования винтовых насосов: низкая металлоемкость в сравнении со штанговыми насосами; отсутствие специального фундамента; низкая цена; низкое энергопотребление привода установки; простота установки и обслуживания; невысокие экологические риски; более высокий срок службы; невысокая энергоемкость привода насосно-компрессионной трубы (НКТ); высокие значения напора и подачи; гибкость и многовариантность компоновки насосной установки; широкий диапазон регулирования технологических параметров работы; возможность использования в добыче как нормальной, так и маловязкой нефти и нефти с высокой вязкостью; высокая надежность при перекачке пластовой жидкости с повышенным содержанием механических примесей (до 50 %); высокая работоспособность при контакте с вязкой нефтью с большим содержанием газа при высоком давлении насыщения, с низким коэффициентом продуктивности и др.; неизменность параметров при повышении вязкости более (200 сП); возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах [7, 8].

Принцип работы. Для понимания принципа работы винтового насоса можно представить его в виде комплекса устройств, укрупненно состоящего из двух частей, - рабочей части и привода рабочей части [5]. Привод рабочей части состоит из первичного двигателя 1, как правило, электрического, а также редуктора 2, предназначенного для изменения скорости вращения и крутящего момента, и управляющей станции 3. Рабочая часть состоит из корпуса 4 винтового насоса, в котором имеется рабочая камера насоса и рабочий орган – вытеснитель.

Вытеснитель, называемый также ротором 5, получает вращение от привода через редуктор 2. Ротор находится в рабочей камере, в данном случае называемой также статором 6. Ротор изготовлен в виде винта небольшого диаметра, имеющего глубокую круглую резьбу с большим шагом – расстоянием между соседними витками резьбы. Статор изготовлен в виде полости-гайки аналогично ротору, но не с наружными, а с внутренними витками резьбы, причем у ротора резьба выполнена однозаходной, в то время как у статора она двухзаходная, причем шаг резьбы статора больше, чем у ротора. Формы обеих резьб - на роторе 5 и на статоре 6 - подобраны таким образом, что поверхность ротора-винта касается поверхности статора-гайки и образует пятно контакта на вершине витка резьбы по всей длине винта, причем при вращении винта контакт остается постоянным без отрыва от поверхности статора и без заклинивания.

Благодаря такому сочетанию форм тел вращения, шага и модуля резьбы, при вращении ротора винтообразной формы, являющегося рабочим органом – вытеснителем, внутри рабочей камеры – статора – перемещается некоторый объем вязкой жидкости от полости всасывания к полости нагнетания. При вращении поверхность ротора отходит от поверхности статора, – 11 – в результате чего создается разрежение, вследствие чего в рабочую камеру поступает жидкость. Объем жидкости ограничен внутренней поверхностью статора, наружной поверхностью ротора и тем самым пятном контакта между вершиной витка винта-ротора, и гайкой-статором, о котором упоминалось выше. При вращении пятно контакта без отрыва перемещается вверх, так как форма ротора и статора предусматривает постоянный контакт поверхностей при любом угле поворота ротора. По этой причине захваченный объем жидкости под действием разрежения и силы инерции, полученной в процессе воздействия на объем жидкости, начинает перемещение от полости всасывания вверх, будучи ограниченным контактирующими поверхностями ротора и статора между соседними витками. В полости всасывания при этом происходит процесс вытеснения жидкости к полости нагнетания и одновременный процесс захвата следующей порции жидкости, так как винт-ротор вновь отходит от поверхности статора теперь уже во втором витке резьбы.

В зависимости от места расположения двигателя различают установки винтовых насосов с поверхностным и с погружным приводом. В первом случае передача энергии от двигателя, расположенного на поверхности, к насосу осуществляется посредством колонны вращающихся насосных штанг. Такие насосные установки позволяют откачивать пластовую жидкость с производительностью до 2000 бар/сут с глубины до 3000 м. Во втором случае электродвигатель входит в состав погружной части насосной установки и соединен с наземной станцией управления с помощью электрического кабеля. Установки винтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) могут использоваться в более глубоких искривленных и горизонтальных скважинах, где применение УШГН ограничено из-за штанг, и обеспечивать более высокий дебит.

Техническое предложение. В связи с тем, что винтовые насосы не являются узконаправленной технологией добычи нефти, а могут массово использоваться и успешно конкурировать с традиционными технологиями, при этом основные достоинства винтовых насосов, перечисленные выше, обуславливают их экономическую рентабельность и экологическую безопасность, предлагается принять их к использованию на месторождении «Джудайда» Республики Ирак в тех случаях, где применение центробежного (УЭЦН) и штангового (УШГН) насосов ограничено или невозможно, либо с целью снижения себестоимости нефтедобычи как альтернатива традиционным способам добычи нефти. При этом необходимо учитывать, что эффективность работы винтовых насосов (УЭВН), как и других способов добычи, существенно снижается под действием осложняющих факторов, к которым относятся кривизна стволов скважин, наличие в добываемой жидкости повышенного количества твердых взвешенных частиц (ТВЧ), свободной газовой фазы, значительная вязкость откачиваемой среды. Эти факторы вызывают износ трущихся пар и разрушение эластомера, снижение напора и подачи насосов, аварии с насосными штангами.

Заключение. На примере месторождения «Джудайда», Ирак, достаточно наглядно показано направление снижения себестоимости добычи нефти путем изменения стоимости оборудования и его обслуживания; особенно высокое влияние этих технико-экономических показателей возникает, как в нашем примере, в случае наличия разрыва и разности нефтеносности пластов. Винтовые насосы могут массово использоваться и успешно конкурировать с традиционными технологиями добычи нефти в широком диапазоне изменения параметров – 12 – сырья. При этом основные достоинства винтовых насосов (работа с высоковязкими эмульсиями, большим содержанием механических примесей и свободного газа в пластовой жидкости) обеспечивают их преимущества в тех зонах, где применение центробежных и штанговых насосов ограничено, невозможно или экономически нецелесообразно. При выборе оптимального способа добычи нефти следует не только уделять особое внимание технологическим преимуществам и недостаткам способов эксплуатации, но и учитывать такие параметры, как наработка на отказ, стоимость оборудования и его ремонта, ценовая и налоговая политика государства.