В нефтегазовых пластах со значительным этажом продуктивности зависимость начального состава углеводородов от глубины – композиционный градиент – является важным фактором при оценке запасов компонентов, положения газонефтяного контакта, изменения свойств флюида по объему залежи. Известные модели композиционного градиента основываются на термодинамических соотношениях, предполагающих квазиравновесное состояние многокомпонентной гидродинамически связанной углеводородной системы в гравитационном поле с учетом влияния естественного геотермического градиента. Соответствующие алгоритмы позволяют рассчитывать изменение давления и состава углеводородного флюида с глубиной, включая определение положения газонефтяного контакта (ГНК). Выше и ниже ГНК состояние флюида считается однофазным. Для многих нефтегазоконденсатных залежей характерно присутствие в пределах газонасыщенной части пласта небольшой исходной доли жидкой углеводородной фазы (ЖУВ) – рассеянной нефти. Для учета данного явления предложена специальная модификация термодинамической модели и реализован алгоритм расчета композиционного градиента в газоконденсатной залежи с наличием ЖУВ. Рассмотрены примеры, моделирующие характерные составы и условия трех реальных нефтегазоконденсатных залежей. По результатам расчетов с использованием предложенного алгоритма показаны особенности изменения содержания ЖУВ и его влияния на распределение состава газоконденсатной смеси по глубине. Присутствие ЖУВ приводит к повышению уровня и возможному изменению типа флюидального контакта. Характер зависимости доли ЖУВ от глубины может быть различным и обусловлен растворением легких компонентов в насыщенной жидкой фазе. Состав ЖУВ в газоконденсатной части залежи изменяется с глубиной иначе, чем в нефтяной зоне, где жидкая фаза недонасыщена легкими углеводородами. Результаты работы имеют значение для оценки начальных запасов и потенциальной эффективности извлечения углеводородных компонентов в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах с большим этажом продуктивности.
Эксплуатация электропогружных лопастных насосов для добычи нефти сопровождается наличием в пластовой жидкости твердых частиц, коррозионно-активных веществ, асфальтосмолопарафиновых отложений, приводящих к изменению рабочих характеристик и отказам оборудования. Уменьшение ресурса вследствие этого сопровождается увеличением издержек на ремонт и замену оборудования. Основными процессами, негативно влияющими на отказ, являются изнашивание уплотнений рабочих ступеней подшипников скольжения насоса и вибрация, уровень которой может значительно превышать начальный. Разработан стенд и методика испытаний насосных секций на изнашивание в воде с абразивом и одновременной регистрацией вибрационных характеристик. Выявлены две основные формы износа радиальных уплотнений – односторонняя и равномерная. Односторонняя форма износа втулок обусловлена синхронной прецессией вала, равномерная – асинхронной прецессией, а уровень вибрации увеличивается с ростом величины износа. Распределение износа радиальных уплотнений по длине насоса коррелирует с формой упругой линии вала. Износ осевых уплотнений незначительно увеличивает уровень вибрации. При износе изменяется частотный спектр колебаний, возникает частота, которая может служить диагностическим признаком предельного износа насоса. Получена расчетная зависимость виброскорости от величины износа радиальных уплотнений рабочих ступеней, позволяющая прогнозировать наступление отказа функционирования.
Реализация водогазового воздействия посредством закачки водогазовой смеси является перспективным методом увеличения нефтеотдачи. Использование попутно добываемого нефтяного газа как газовой компоненты в водогазовой смеси позволяет кратно уменьшить количество нерационально потребляемого газа и снизить углеродный след. Актуальной задачей является выбор простой, надежной и удобной техники, которая способна работать при быстроизменяющихся условиях эксплуатации. Такой техникой являются насосно-эжекторные системы. Для создания водогазовой смеси предлагается использовать попутно добываемый газ из затрубных пространств. Данное решение позволит снижать давление в затрубном пространстве добывающей скважины, предотвращая срыв подачи и отказ скважинного оборудования. В статье представлена принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы, учитывающая отбор газа из затрубных пространств нескольких добывающих скважин. Компоновка предложенной системы позволяет более эффективно реализовывать предлагаемую технологию, что расширяет область ее применения. Проведены экспериментальные исследования напорно-энергетических характеристик эжектора. Анализ полученных данных показал, что удалось повысить значение максимального КПД. Установлена возможность адаптации системы в широком диапазоне изменения эксплуатационных параметров. Даны рекомендации по выбору дожимного насоса в зависимости от величин рабочего давления и газосодержания.
Применение насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа снижает негативное влияние на окружающую среду от его сжигания на факеле, а также позволяет реализовывать перспективный метод водогазового воздействия на пласт, эффективно увеличивающий нефтеотдачу. Не менее целесообразным является использование насосно-эжекторных систем при эксплуатации нефтяных скважин с высоким газовым фактором, низкими забойными давлениями для увеличения дебитов и повышения межремонтного периода. Существенное изменение расхода попутного нефтяного газа во времени является серьезной проблемой для эффективной эксплуатации насосно-эжекторных систем при утилизации попутного нефтяного газа. Для обеспечения рациональной работы насосно-эжекторной системы при условии изменяющегося расхода попутного нефтяного газа были проведены экспериментальные исследования характеристик жидкостно-газового эжектора. В статье изложены результаты проведенных исследований, получены напорно-энергетические характеристики исследуемого струйного аппарата при различных значениях давления рабочего потока перед соплом эжектора. Установлена возможность адаптации работы насосно-эжекторных систем к изменениям расхода откачиваемого газа, регулируемого рабочим давлением и расходом жидкости через сопло. Для успешного изменения работы насосно-эжекторной системы рассматривается возможность частотного регулирования вращения вала насоса при изменении расхода газа в небольшом диапазоне значений. При большом различии в значениях возможного расхода попутного нефтяного газа рекомендуется дополнение частотного регулирования методом периодической кратковременной эксплуатации. Отмечается возможность повышения эффективности работы насосно-эжекторной системы при использовании в качестве рабочей жидкости растворов солей с концентрацией, способствующей подавлению коалесценции пузырьков.
