Техника и технология и добычи нефти и газа, Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования - Особенность разработки месторождения

Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

С начала разработки месторождения ограниченные возможности пластовой энергии, значительный фонд малодебитных скважин, проблемы подъема и внутрипромыслового сбора высокопарафинистых застывающих нефтей и вязких водонефтяных эмульсий требовали решения сложных задач выбора и организации внедрения рациональных способов механизированной добычи.

Эксплуатация скважин газлифтным способом и установками плунжерных штанговых насосов (УПШН) в начальный период определили решение проблемы обеспечения запланированных уровней добычи нефти.

Газлифтный способ эксплуатации скважин на месторождении применялся с самого начала разработки, а с 1970 года началось его широкое промышленное внедрение, когда в систему газлифта был подан природный газ высокого давления месторождения Тенге.

В последующие годы с увеличением обводненности продукции и снижением ресурсов попутного газа потребовалось пойти на сокращение газлифтной добычи вплоть до полной ликвидации этого наиболее производительного способа эксплуатации скважин.

С ликвидацией газлифта вся нагрузка на реализацию плановых отборов нефти легла на установки плунжерных штанговых насосов.

В настоящее время на месторождении выбор рациональных способов механизированной добычи приобрел особую остроту, поскольку, в силу объективных причин, альтернатива газлифту оказалась не созданной. В результате этого по относительно продуктивному фонду скважин не реализуются потенциальные возможности. С учетом дальнейшего разбуривания месторождения проведения различных геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти фонд продуктивных скважин может возрасти.

В связи с этим ПФ "Озенмунайгаз" ведет на месторождении активные работы по испытанию более производительных установок механизированной добычи:

    - установок винтовых штанговых насосов (УВШН) с 2002 года; - установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) с 2004 года.

Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанным способом эксплуатируются скважины с относительно высокими дебитами жидкости в среднем 77 м3/сут, обводненностью от 35 до 99 % и высокими забойными давлениями при небольшой депрессии на пласт. Это, как правило, скважины, характеризующиеся высокой продуктивностью.

Как следует из данных, представленных в таблице, скважины фонтанного фонда, как правило, не реализуют свои потенциальные возможности (ДРср=1,68 МПа), и их целесообразно переводить на механизированню добычу.

Механизированная эксплуатация скважин.

Эксплуатация скважин, оборудованных УПШН

По состоянию на 01.01.2005 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин 13-18 горизонтов составляет 3094, в том числе действующих 3015, бездействующих-79.

Состояние фонда скважин УПШН является самым малопроизводительным и самым трудоемким. Широкое применение этого способа в мировой практике объясняется наличием на месторождениях большого числа скважин с относительно невысокими дебитами, для которых эксплуатация плунжерными штанговыми насосами остается технически оправданной и экономически достаточно эффективной по сравнению с другими способами эксплуатации. На месторождении наземное оборудование УПШН представлено станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.

Подземное оборудование УПШН состоит из глубинных трубных насосов типа НСН - 2 - 44, 56, 70 мм, насосно-компрессорных труб (НКТ) в основном 73 мм (2,5") - (88 %) и 89 мм (3,5") - 12 %. Наиболее применимыми являются насосы диаметрами 44 и 57 мм, составляющие 88 % общего числа установок.

Как следует из данных, представленных, скважины, оборудованные УПШН, характеризуются дебитом жидкости в среднем 26 м3/сут. скважины, сгруппированные по диаметрам насосов 44, 57 и 70 мм, характеризуются соответствующими дебитами жидкости 10, 35 и 71 м3/сут, при практически одинаковой обводненности продукции соответственно 74, 81 и 82%. Это положительный показатель примерно одинакового темпа роста обводнения продукции по группам скважин с различной продуктивностью.

На месторождении работа фонда в целом характеризуется коэффициентом подачи насоса 0,52, который можно считать удовлетворительным. В приводится распределение скважин, оборудованных УПШН, по коэффициентам подачи насоса.

Как следует из данных, представленных в таблице 6.7, 41 % скважин, оборудованных УПШН, работает с обводненностью более 80 %.

Увеличение обводненности продукции свыше 80 % вызывает снижение ресурса работы плунжерной пары, увеличение интенсивности утечек, рост нагрузки на оборудование.

Выбор технологического режима работы скважин направлен на обеспечение дебита при таких забойных давлениях, которые не ухудшают продуктивность скважин. опыт разработки месторождений показал, что эксплуатацию скважин следует осуществлять при забойном давлении в пределах давления насыщения нефти газом. При снижении забойного давления ниже давления насыщения происходит выделение газа из нефти, в результате чего увеличивается ее вязкость, снижается фазовая проницаемость и продуктивность скважины по нефти. Из 2897 скважин действующего фонда, оборудованным УПШН, в технологическом режиме на 01.01.05г. по 2478 скважинам приведены фактические данные по забойным давлениям, а также текущих средневзвешенных значений давлений насыщения, которые приведены.

Эксплуатация скважин, оборудованных УВШН

В последнее время в данном нефтедобывающем регионе достаточно широко используются установки винтовых штанговых насосов (УВШН). Установки имеют диапазон добычи от 1 до 750 м3/сут, работают они при высоком содержании воды, устойчивы к песку и абразивам. Составными частями установки являются скважинный насос (ротор, статор) и устьевое оборудование.

Основными преимуществами УВШН являются небольшие капиталовложения по сравнению с другими установками, малый объем работ по техническому обслуживанию, возможность выбора эффективного эластомерного материала с учетом свойств добываемой жидкости, отсутствие клапанов и, следовательно, отсутствие проблемы устранения их негерметичности.

Учитывая определенные сложности с эксплуатацией УПШН, с 2002 года ПФ "Озенмунайгаз" приступил к внедрению установок винтовых штанговых насосов.

На месторождении осуществлялось внедрение УВШН производства фирм Канаросс (Канада), НЕТЧ (Германия), АЗНО (Россия, Казахстан).

В период с 2002 года по 01.01.2006 года в эксплуатации УВШН всего перебывало 105 скважин, из которых 97 скважин (92%) перевели на другой способ добычи.

Как следует из данных, представленных в таблице 5.8, с переводом скважин на УВШН дебиты, как по жидкости, так и по нефти в среднем снизились. С приростом дебита работало 25 % скважин, без изменения дебита работало 29 % скважин, а со снижением работало 46 % скважин. Межремонтный период работы скважин с переводом на УВШН составил 96 суток, т. е. сократился почти в 2 раза (при УПШН составлял 173 суток).

В представлены объемы внедрения на месторождении УВШН с указанием фирм-изготовителей этого оборудования, а также причины отказов.

По состоянию на 01.01.06г. УВШН эксплуатируется 8 скважин. Сокращение фонда скважин, эксплуатируемых УВШН, связано с отсутствием ремонтной базы и комплектующих деталей. Перспективы дальнейшего внедрения УВШН так же во многом зависят от поставки более надежной комплектации оборудования. Винтовые насосы являются достаточно сложной системой, поэтому большую роль при их установке и техническом обслуживании играет квалификация персонала.

Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН

Общие сведения, назначение и технические данные УЭЦН.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Условное обозначение установок:

УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100,

Где У - установка, 2 - вторая модификация, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, К - повышенный коррозионостойкости, И - повышенной износостойкости, М - модульного исполнения, 6 - группы насосов, 180, 350 - подача мсут, 1200, 1100 - напор, м. в.ст.

В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют УЭЦН различных групп - 5,5а, 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5а с поперечным габаритом 124 мм, 6 - в скважинах с внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.

Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.

Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 80 до 1300 ступеней.

Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.

Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.

Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.

В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и, к которой крепится НКТ.

Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода.

Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.

Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т. е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а кругового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.

Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.

При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150-69.

Модули могут быть поставлены в двух исполнениях:

Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 - обычного исполнения;

Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а - повышенной коррозионной стойкости.

Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.

Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Технические характеристика ПЭД

Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы - его герметичность.

ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей.

Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены.

Основные технические данные кабеля

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для сочленения с электродвигателем.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

Кабель марок КПБК или КППБПС - в качестве основного кабеля.

Кабель марки КПБП (плоский)

Муфта кабельного ввода круглая или плоская.

Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони.

Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони.

Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-,многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.

Кабель марки КПБК имеет:

Рабочее напряжение В - 3300

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБП имеет:

Рабочее напряжение, В - 2500

Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6

Допустимый газовый фактор, м/т - 180

Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С - пластовой жидкости.

Температуры кабельных линий приведены в приложении 4.

Краткий обзор схем и установок.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких - чугуна типа "нирезист", износостойких колес - их полиамидных смол.

Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса - напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля - секции. Модуль - головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

В верхней части насоса имеется ловильная головка.

Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут):

Модульные - 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250.

Немодульные - 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000.

Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300.

Гидрозащита электродвигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г.

Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г/см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом.

Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

Краткий обзор зарубежных схем и установок.

Наиболее крупными фирмами, выпускающими погружные центробежные насосные установки являются "Реда ламп", "Оил дайнемикс".

Насосы имеют по 2 верхние и 2 нижние секции.

Рассчитаны на работу в скважинах:

    - с температурой до 95С; - содержание мехпримесей не более 0,5гл; - сероводорода до 1,25 гл; - свободного газа на приеме насоса до 35%.

После определения производительности скважины выбирается насос соответствующего размера. Характеристиками рабочего колеса центробежного насоса являются большое давление сверху вниз при низком уровне дебита. Чтобы продлить срок службы насоса, фирма ОДИ рекомендует использовать специальное оборудование, если предполагается значительное содержание песка - гофрированный резиновый подшипник - используется для осевой поддержки насоса. Резина обеспечивает прочную упругую поверхность осевого подшипника. Такая поверхность позволяет частица песка перекатывается по поверхности подшипника, не царапая ее. Канавки обеспечивают отвод для частиц песка, которые затем вымываются из подшипника. Если насос теряет осевую стабильность, вал начинает вращаться эксцентрично, что приводит к увеличению боковой нагрузки и эксцентричному вращению опорных шайб и сокращает срок службы насоса до нескольких часов.

Насосы фирмы ОДИ отличаются от других зарубежных образцов:

    - две опорные ступени насоса; - валы секций не имеют своей пяты и, упираясь, друг в друга образуют вал, который передает осевую нагрузку на пяту расположенную в протекторе; - валы соединяются между собой с помощью зацепления; - вал, общей длиной более 24 метров имеет только одну осевую опору в нижней части и подвергается продольному изгибу; - в каждой двенадцатой ступени размещены бронированные втулки.

Фирма выпускает насос двух габаритов: 139.7 мм и 177.8 мм (диаметры обсадных колонн) следующих типов.

Таблица 5.9 - характеристики зарубежных установок

Тип

Насоса

Наружный

Диаметр, (мм)

Максимальная мощность на валу насоса, КВт

Номинальная подача, м/сут

Допустимое давление на пяту, м. в.ст.

R 3

30-50

3862

RC 5

50-73

RA 7

90-125

R 9

109-133

RC 12

101,6

200

133-186

R 14

150-212

RA 16

186-239

RA 22

239-311

R 32

311-437

2652

R 38

437-570

1676

Двигатель фирмы отличается конструкцией - число пазов ротора и статора 18 и 23 соответственно, у других соответственно 18 и 16. Двигатели очень чувствительны к температуре, имеют малый температурный запас. Очень важна скорость обливающей их жидкости, фирма специально оговаривает диаметры скважин, в которые ставят ее двигатели. Фирма ODI предусматривает регуляторы частоты вращения двигателя и считается, что плавный пуск защитит двигатель, хотя есть вероятность того, что высокий ток на отдельных фазах может выбить пробки. Технические характеристики у двигателей фирмы ODI ниже, чем у отечественных двигателей.

Фирма ODI скопировала советские протекторы ГД и 1Г51. Она использует к гидрозащите вихревые газосепараторы KGV и RGV, если объем свободного газа на приеме достигает 10%. Используются для определения влияния повышенного содержания газа на работу насоса (рабочие характеристики вихревых газосепараторов).

Фирма ODI не является лучшей фирмой, представляющей на мировом рынке погружные центробежные насосы, но и не является плохой фирмой.

Более конкретно о технических данных насосов фирмы ODI представлено в приложении.

При разработке конструкции ступеней насосов фирма уделяет особое внимание проблеме защиты от абразии.

1. В ODI используется особая конструкция диффузора во всех ступенях насосов 55 и 70 серий для того, чтобы исключить попадание песка в область опорной втулки.

Анализ фонда скважин.

По подаче.

За последние годы было выпущено около 300 насосов типа ЭЦН, из них:

    2,5% - ЭЦН 20 38,9% - ЭЦН 50 15,0% - ЭЦН 80 12,1% - ЭЦН 125 1,7% - ЭЦН 160 7,6% - ЭЦН 200 7,3% - ЭЦН 250 2,5% - ЭЦН 360 11,3% - ЭЦН 500

Таблица 5.10 - Фонд скважин по УЭЦН

Типоразмер

Фонд на 1.01.03

Типоразмер

Фонд на 1.01.04

ЭЦН 30

5

ЭЦН 200

15

ЭЦН 50

72

ЭЦН 250

15

ЭЦН 80

30

ЭЦН 360

5

ЭЦН 125

24

ЭЦН 500

22

ЭЦН 160

5

Всего

195

По напору.

По напору насосы распределились следующим образом:

    35,7% - напор 1300 метров 17,8 - напор 1200 метров

Напор 1400 метров

Напор 1700 метров

Напор 900 метров

Напор 750 метров

Напор 100 метров

В настоящее время растет необходимость в напоре 1300, 1700, 1800 метров с подачей 30,50 кубических метров.

Краткая характеристика скважин

Скважины бурились на месторождениях кустовым способом, все наклонно-направленные. Средняя глубина до 3000 метров. Угол наклона скважины до 45. Глубина спуска насоса колеблется в пределах от 600 до 1700 метров.

Динамический уровень:

    -самый малый - устье; -самый большой - > 1000 метров.

Динамический уровень в основном колеблется в пределах от 0 до 800 метров. В настоящее время наблюдается все большее снижение уровня нефти в скважинах месторождений, увеличение числа скважин с динамическим уровнем больше одного километра.

Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням за 2003 год представлено в таблице 5.11.

Таблица 5.11 - Распределение фонда УЭЦН по динамическим уровням

0-200

201-400

401-800

801-1000

>1000

Всего

Действ. фонд.

36

30

78

33

22

203

223

17,3%

13,6%

34,9%

14,9%

10,3%

91,0%

100%

Анализ Факторов влияющих на работу УЭЦН и анализ отказов УЭЦН на месторождении Узень.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 граммлитр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ, вода, отложение солей и парафина, наличие мех примесей в добываемой из пласта жидкости), поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи. И факторы, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески, исполнение узлов и деталей УЭЦН).

С апреля 2004 года на месторождении Узень начато испытание УЭЦН. всего по состоянию на 01.01.2006г. перебывали в эксплуатации УЭЦН 150 скважин, из них 50 скважин были возвращены на прежний способ эксплуатации УПШН.

По состоянию на 01.01.2006г. на месторождении в эксплуатации УЭЦН находится 100 скважин, основной фонд которых сосредоточен в НГДУ-3 - 94 скважин, НГДУ-1 - 16 скважин. В эксплуатацию вводились установки с различной производительностью (125, 80, 60, 45, 30 м3/сут) производства ОАО "Алнас" (г. Бугульма, Россия) и "Лемаз" (г. Лебедянь, Россия).

Подбор скважин осуществлялся специалистами НГДУ и согласовывался с сервисной компанией ООО "Привод-Нефтесервис" и ТОО "Прикаспийский машиностроительный комплекс" (ПМК).

Проанализирована работа скважин, оборудованных УЭЦН различной производительности. Основной фонд скважин работает на 13, 14, 15, 16 горизонты (82 %).

Наибольшее число скважин эксплуатируется установками ЭЦН-45 (29 %), ЭЦН-60 (23 %) и ЭЦН-80 (22 %), что в общей сумме составляет 74 % от всего фонда скважин, эксплуатирующихся ЭЦН. Продукция скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН, характеризуется обводненностью в основном свыше 70 % (74 % от общего фонда скважин).

Как следует из данных, представленных в табл. 5.12, в целом по анализируемому фонду дебит в среднем на одну скважину составил по жидкости 77 м3/сут, по нефти 14 т/сут, обводненность 82 %, а при прежней работе на УПШН дебит скважин составлял по жидкости 57 м3/сут, по нефти 12 т/сут, обводненность 79 %.

Таким образом, в результате перевода 100 скважин на УЭЦН в среднем на одну скважину возросли дебит жидкости на 20,0 м3/сут, нефти на 2,0 т/сут, обводненность на 3 %. Существенного увеличения обводненности продукции скважин в результате увеличения по ним отборов жидкости не произошло. В скважинах, например, переведенных на эксплуатацию УЭЦН с насосами П-125, отборы жидкости в среднем на одну скважину возросли с 89 м3/сут до 123 т/сут, т. е. на 34 т/сут (на 38,2 %), а обводненность практически не изменилась.

Из данных, представленных в табл. 5.13, следует, что основными причинами отказа являются солеотложения (71 %) и повреждение кабеля (23 %). Перспективы дальнейшего внедрения УЭЦН во многом зависят от реализации эффективных технических решений по защите подземного оборудования от осложняющих факторов, уровня обслуживания данного оборудования.

На месторождении проводятся опытно-промысловые работы, направленные на разработку методов борьбы с солеотложениями. Результаты исследований отражены в специальном разделе данного проекта.

Предлагаемые меры по сокращению аварийности:

    1. Повышать контроль за работой скважин. Здесь необходимо 1 раз в месяц отбирать пробу на анализ содержания мехпримесей, 2 раза в месяц (в начале и в конце) контролировать УЭЦН по динамическому уровню. 2. Производить спуск УЭЦН на заданную глубину (7-10 метров) только с замером НКТ, что исключит попадание установки в зону повышенной кривизны. 3. Рассмотреть вопрос о приобретении НКТ с антикоррозийным покрытием для спуска в скважину коррозийного фонда. 4. Увеличить процент обновляемости парка подземного ремонта. 5. При ПДС производить зачистку резьбы труб и муфт перед свинчиванием, более качественно проводить отбраковку НКТ по износу резьбовых соединений. 6. Возбновить работу ПДК по авариям, более детально подойти к расследованию причин отказов.

Похожие статьи




Техника и технология и добычи нефти и газа, Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования - Особенность разработки месторождения

Предыдущая | Следующая