X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Извлечение нефти из нефтяных скважин требует максимально прогрессивных и эффективных схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. На данный момент, основной объем добычи нефти в России приходится на месторождение Западной Сибири и в большинстве случаях(треть фонда добывающих скважин) имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, - одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом. Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его геометрических размеров, снижению надежности и частому проведению ремонтных работ. Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость

В малообводненных добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выходящий при подъеме жидкости до насоса. Давление газа в затрубном пространстве уменяшает динамический уровень в скважине и когда он доходит до критических значений и газосодержание на приеме насоса выше допустимой величины, то происходит срыв подачи и установка перестает работать. Уменьшение динамического уровня приходится достигать только с помощью увеличения спуска насоса в скважину, что приводит к затратам на насосно-компресорные трубы и электрического кабеля. Также растет нагрузка на колонну НКТ. В связи с этим, стоит острая задача по совершенствованию технологии скважин установками ЭЦН на месторождениях Западной Сибири.

Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе.

1. В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин снижения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве, из-за чего выделяется газ при подъеме жидкости.2. Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса с использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня.

3. Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками ЭЦН посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирования режима работы насоса.

Работу Электроцентробежного насоса, особенно при высокой подвеске, сильно усложняет большая пластовая температура, которая с учетом нагревания самого оборудования при эксплуатации скважины с высоким газосодержанием и низкой продуктивности, может держаться в зоне расположения ЭЦН до 140-180°С.

За последние пять лет глубина, подвески Электроцентробежного насоса для нефтяных месторождений Сургута, Нефтеюганска, Нижневартовска и Ноябрьска возросла примерно на 500 м, достигнув глубины более 2400 м. Это существенно осложнило эксплуатацию погружного оборудования ЭЦН, что привело к увеличению числа отказов.

На данный момент себестоимость добытых нефтепродуктов а 40 % складывается из затрат на электричество. Поэтому, следует весьма внимательно выбирать оборудование и технологического режима работы скважин в целом. Применение обоснованной методики выбора насосного оборудования и оптимизации режима его работы помогает определить эффективность использования добывающих скважин, оценить состояние насосного оборудования и вычислить экономически выгодные параметры работы.

Для объективного выявления позитивных и негативных сторон использования методик подбора Электроцентробежного насоса к скважинам месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» было проведено их сравнение по 8-ми главным пунктам. Рассмотрены 4 программных комплекса отечественного производства: (ПТК «НАСОС», ПК «Автотехнолог», ПК «Сириус+» и ПК «PumpPro») и 2 комплекса иностранного оборудования (ПК «Sub PUMP 6 10» и ПК «Well Flo v3 6b»). Сранительный анализ проходил по 2-ум направлениям:

Функциональным возможностям.

Сходимости расчетных значений с истинными параметрами эксплуатации скважин.

В результате анализ показал, что на всех стадиях разработки месторождения имеется гидравлическая трубная корречяция, которая дает минимальную погрешность. Чтобы минимизировать погрешность, связанную с гидравлической трубной корреляцией, была изготовлена «карта применимости корреляций». Данная карта демонстрирует, что у всех корреляций есть наилучший диапазон, где самая низкая погрешность.

Для улучшения эффективности работы насоса на нефтяных месторождениях Западной Сибири советуется их использование вместе со струйными аппаратами. Использование струйных аппаратов вместе с другим типом ЭЦН даетсерьезно увеличить функциональные возможности электроцентробежного насоса, а также улучшить условие его эксплуатации.

Для надежной эксплуатации скважин нужно выполнить следующие условия, которые из ограничений рабочих характеристик ЭЦН и эжектора:

1) глубина погружения эжектора не должна превышать динамический уровень жидкости в скважине

2) газосодержание на приеме насоса и эжектора не должно превышать предельно допустимые для каждого из них значения

3) давление в рабочей камере эжектора не должно быть меньше атмосферного

4) давление газа в затрубном пространстве должно быть больше его давления в струе рабочей жидкости

5) относительный расход эжектора ограничен

Экономические данные показывают, что при возрастании динамического уровня на 70 м применение эжекторов получается выгодным(благодаря уменьшениям затрат на НКЕ и погружного кабеля).

Основные выводы и рекомендации:

1. На основе анализа экспериментальным путем эксплуатации скважины на нефтяных месторождения Западной Сибири выявлено, что для увеличения ее эффективности нужна: аргументация выбора УЭЦН с учетом наклона направленного профиля ствола, обводненности продукции, высокого газосодержания, характерного для скважин данного региона. Присутствует возможность улучшения работы установки электроцентробежного насоса с использованием совместно оборудованием струйного аппарата.

2. Разработана методика, дающая аналитическим путем, смотря от технологического режима эксплуатации скважины, выбрать рабочие характеристики струйного аппарата и вычислить размещение эжектора по всей длине НКТ, что уменьшает проведение стендовых и промысловых исследований.

3. Обосновано применение струйного аппарата (эжектора) в компоновке с ЭЦН для облегчения поддержки давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе, что не позволяет снижаться динамическому уровню, обеспечивая экономический эффект за счет уменьшения затрат НКТ и электра кабеля. Вычяслено, что при уменьшении динамического уровня на 70 м и больше, использовать струйный аппарат экономически выгодно.

4. По результатам промысловых испытаний конструкции эжектора в скважинах Приобского месторождения показано увеличение МРП с 13 до 90 суток.

5. Предложены технологические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин путем использования струйного аппарата для дозированной подачи химреагента, исследования скважин и регулирования параметров работы ЭЦН.

Литература:

http://earthpapers.net/sovershenstvovanie-ekspluatatsii-skvazhin-ustanovkami-elektrotsentrobezhnyh-nasosov-s-ezhektorom-na-mestorozhdeniyah-zapa

http://www.dissercat.com/content/sovershenstvovanie-dobychi-nefti-ustanovkami-elektrotsentrobezhnykh-nasosov-v-usloviyakh-otl

https://solex-un.ru/energo/ngv-tehnologii

Код для цитирования: Скопировать