Большинство месторождений Волго-Уральского бассейна в настоящее время находятся на поздней стадии разработки. Структура оставшихся запасов нефти ухудшается, происходит отбор больших объемов воды. Применяемые до сих пор традиционные методы нефтеизвлечения и повышения продуктивности скважин в ряде случаев не дают желаемого результата или становятся неприемлемыми.
Получение в таких условиях высоких технико-экономических показателей разработки месторождений требует создания и внедрения в производство новых способов стимулирования работы скважин и технологий воздействия на нефтяной пласт, которые не отличались бы высокой стоимостью и сложностью их осуществления. Для успешного решения этой проблемы необходимы широкие целенаправленные исследовательские работы с большим объемом экспериментальных и опытно-промысловых работ.
Известно [1], что приток нефти к забою добывающих скважин происходит при условии, когда доля занимаемого объема несущей фазы – нефти в пласте составляет 2/3 и более от общего объема, а несомой газовой фазы – 1/3 и менее. Нарушение одного из этих условий отрицательно влияет на параметры нефтеизвлечения. В качестве примера можно показать разработку месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения.
При эксплуатации скважин происходит разгазирование жидкости в призабойной зоне пласта по причине снижения забойного давления при эксплуатации скважин ниже давления насыщения, при этом коэффициент продуктивности добывающих скважин снижается [2, 3]. Одной из причин снижения коэффициента продуктивности является образование газированной области в массиве нефти [4–6]. Снижение забойного давления приводит к увеличению депрессии на пласт, повышению притока нефти из пласта в скважину. При эксплуатации скважины с пластовым давлением выше давления насыщения газ в пласте находится в растворенном состоянии, что способствует увеличению подвижности скважинной продукции в пласте.
Скопление газа в затрубном пространстве скважины приводит к:
– снижению коэффициента подачи насоса и дебита установки;
– вследствие работы сжатого свободного газа в затрубном пространстве происходит оттеснение уровня жидкости до приема насоса;
– попадание газа из затрубного пространства на прием насоса (в некоторых случаях и в призабойную зону пласта и пласт) вследствие растворения сжатого газа в нефти;
– росту противодавления на пласт;
– при эксплуатации скважин винтовыми установками возможен «кессонный эффект».
Известно, что продуктивные коллектора, особенно девонских отложений, содержат в своем составе глину (до 8%). Кроме того, глины могут быть внесены в призабойную зону скважин в процессе их бурения. В ТатНИПИнефть еще в начале 90-х годов ХХ века экспериментально было установлено, что одной из важнейших характеристик глин, определяющей их поведение в процессе нефтедобычи, является их способность реагирования и разложения иона гидрокарбоната (НСО3) в газовую фазу при контакте с водой. Это приводит, в первую очередь, к уменьшению приемистости нагнетательных, продуктивности добывающих скважин, следовательно, и к снижению темпов разработки нефтяного месторождения. Ухудшение фильтрационных параметров глиносодержащих пород связано с образованием в порах газовой фазы и механизм ее образования имеет электромагнитное происхождение. При фильтрации пресной воды между твердым минералом, обладающим магнитным свойством, и диссоциированным ионом гидрокарбоната происходит ионнообменная реакция, способствующая образованию газовой оболочки вокруг минерала. Повышение давления нагнетания воды не разрушает эту оболочку. Исходная проницаемость достигается путем вакуумирования глиносодержащей породы или пропускания через нее поглотителей газа. Продолжительность откачки газа при этом рассчитывается по формуле (1) [7, 8]:
(1)
где V – объем газа, содержащийся в жидкости, мг/л (для пресной воды составляет в среднем 26 мг/л);
к – производительность компрессора, л/с;
Р1 и Р2 – начальное и конечное значения давлений, Па.
С учетом коэффициента трения газа формула (1) примет вид:
(2)
где η – коэффициент трения,
l и r – длина и радиус соединительной линии компрессора со скважиной, м.
Как следует из вышеизложенного, откачка газа из затрубного пространства скважины и пласта является важной задачей при добыче скважинной жидкости. В ООО УК «Шешмаойл» отделом инноваций и экспертизы было предложено решить данную задачу путем применения трехступенчатого компрессора, входящего в состав комплекса КОГС-1М. В состав комплекса (рис. 1) входят: кабина, ресивер (емкость для сбора конденсата), две поршневые компрессорные головки, трубопроводная оснастка, электродвигатели, фильтрационный модуль, станция управления, автоматика, системы вентиляции и обогрева кабин. Основными узлами компрессорной головки являются картер, цилиндр, поршень с шатуном, холодильник, коленчатый вал, сапун, клапанные пластины.
Одновременным пуском электродвигателей обеих компрессорных головок обеспечивается начало работы компрессорной установки. Откачиваемый газ из затрубного пространства по нагнетательному трубопроводу, через обратный клапан поступает в ресивер объемом 0,25 м3. Для удаления конденсата из ресивера предусмотрена пробка слива.
Основные технические параметры установок КОГС-1М:
– номинальная производительность, м3/мин. – 0,95;
– максимальное рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более – 2,5 (25);
– установленная мощность электродвигателей, кВт – 18,5 (7,5+11);
– расход масла, г/час, не более – 30.
Газ через воздушный фильтр и через всасывающие клапана поступает в цилиндр компрессорной головки первой ступени сжатия, где предварительно сжимается и через нагнетательные клапана, холодильник, по трубе попадает в цилиндр второй ступени сжатия, далее - в цилиндр третьей ступени. Затем сжатый газ через нагнетательные клапана и обратный клапан поступает по трубопроводу в манифольдную линию.
Процесс откачки газа из затрубного пространства скважины кратко можно описать следующим образом: уставкой определяется значение давления в затрубном пространстве скважины, при котором происходит автоматическое включение КОГС-1М, другой уставкой определяется давление, при котором КОГС-1М выключается. После набора давления в затрубном пространстве скважины установка автоматически включается. Данными уставками регулируется работа установки, т.е. процесс запуска и отключения КОГС-1М. На рис. 2 показан данный процесс на примере КОГС-1М (зав.
№ 156), где нижний пик – нижняя уставка (0,1 МПа), верхний пик – верхняя уставка (0,13 МПа), между которыми происходит автоматическое включение/отключение установки.
Поток газа в трубопроводах на входе в КОГС-1М и выходе перекрывается автоматическими запорными устройствами с дистанционным электрическим управлением (электромагнитные клапаны) взрывозащищенного исполнения. Все элементы КОГС, в т.ч. станция управления имеют взрывозащищенное исполнение.
Важным преимуществом от вакуумирования затрубного газа является снижение износа штанговых винтовых насосов (ШВН), при благоприятном режиме эксплуатации степень износа ШВН составляет 29,5 % [9], при работе КОГС-1М снижение степени износа составило 24 % (рис.3).
10-летний анализ эксплуатации КОГС-1М на скважинах с различными составами попутного нефтяного газа, содержащий сероводород, пары воды и другие компоненты, образующиеся, например, после кислотных обработок призабойных зон, показал, что на работоспособность КОГС-1М не влияет состав перекачиваемого попутного газа [10]. Установки КОГС-1М имеют высокий ресурс при соответствующем обслуживании, в т.ч. при работе в различных климатических условиях.
Система обвязки КОГС-1М со скважиной и выкидным манифольдом представлена на рис. 4. Обвязка КОГС-1М с манифольдом происходит при помощи рукавов высокого давления, с затрубной задвижкой скважины – напорно-всасывающих рукавов (рис. 5 и 6). К затрубной задвижке присоединен тройник, через который можно проводить эхолотирование и подавать реагент как дозатором, так и залпом. Все кабины установок КОГС-1М утеплены, затрубная задвижка, рукава всасывающие и нагнетательные кроме утепления имеют электрообогрев. При проведении подземного ремонта скважины на кусте с КОГС имеется возможность отсоединения из напорной газовой системы одной из скважин и подсоединения других скважин через специальные клеммы.
Как показывает динамометрирование на примере скважины 110 Заречного месторождения наложение динамограммы до запуска установки КОГС-1М (зеленый цвет) и динамограммы при работе КОГС-1М (красный цвет) наглядно демонстрирует увеличение коэффициента наполнения насосов (рис. 7).
Благодаря автоматизации установки КОГС-1М осуществляется контроль за работой и возможность дистанционного управления посредством собственного программного обеспечения КРОН-ТМ2, при этом контролируются до 25 параметров с выводом информации на АРМ-оператора (рис. 8). В зависимости от расстояния между КОГС один машинист может обслуживать до 40 установок. Основные работы машиниста – долив масла в картер компрессорных головок, замена пластин. На рис.8 видно, что КОГС-1М остановлена, происходит процесс набора давления в затрубном пространстве скважин, при верхней уставке 0,13 МПа, на рис. 8 значение давления на входе в КОГС-1М составляет 0,127 МПа.
По состоянию на 23.07.2021г. внедрено 207 КОГС-1М (рис. 9), среднее подключение скважин к одной установке КОГС-1М составляет 4,5 скважины.
Внедрение разработанной в ООО УК «Шешмаойл» КОГС-1М на 8 месторождениях позволило получить дополнительные объемы нефти и попутного нефтяного газа. Осуществление технологического процесса на скважинах путем создания глубокого разрежения в межтрубном пространстве скважин с помощью КОГС-1М повышает продуктивность скважин по нефти в 1,25 раза. На основе анализа режима работы 48 скважин установлено, что после осуществления принудительной откачки газа замедляется процесс парафиноотложения в скважинном оборудовании. Большая часть скважин до применения системы добычи нефти с КОГС работала с затрубным давлением 0,2–1,0 МПа. После установки и запуска предложенной системы добычи нефти затрубное давление снижалось ниже атмосферного давления до 0,05–0,085 МПа, а динамический уровень значительно повышался в пределах 60–300 м. 
КОГС-1М изготавливает ООО «Механика-Сервис» в с.Новошешминск (Татарстан) по ТУ 28.13.26-009-38717812-2017 (рис. 10), на КОГС-1М ООО «Механика-Сервис» имеет сертификат соответствия RU № 0140938.
ВЫВОДЫ
1. Удаление газовой фазы путем вакуумирования позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин. Продолжительность эффекта может достигать до 12 месяцев.
2. Отличительной особенностью технологии откачки газа при помощи КОГС-1М является простота и небольшие затраты на ее осуществление, а также высокая эффективность ее использования. Благодаря принудительной откачке газа из затрубного пространства скважин повышается динамический уровень, коэффициент подачи и дебит насосной установки.
