Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx

используются в совершенно других условиях, характеризующихся постоянными значениями осевой силы и крутящего момента. Эти обстоятельства вызывают необходимость прочностного анализа их основных параметров.

1. 
   – штанга (укороченная);
   
2. 
   – муфта специальная; 3 – кожух вращающийся
   

(полиуретановый);

4. 
   – скребок–центратор
   

(полиуратановый);

4. 
   – пробка предохранительная;
   
5. 
   – колпачок
   

Рисунок 1.17 – Штанга для верхнеприводных винтовых насосов

Выпускаемые в настоящее время установки винтовых насосов с поверхностным приводом (УВНП) лишены недостатков, вызванных высоким содержанием механических примесей в добываемой продукции, и обеспечивают безотказную работу при содержании механических примесей до 10% при подачах от 5 до 50 м³/сут [42]. Типоразмерный ряд современных зарубежных установок предусматривает выпуск установок с подачей до 200–250 м³/сут.

В современных условиях применения нефтепромыслового оборудования установки винтовых насосов с поверхностным приводом могут стать альтернативой установкам штанговых глубинных насосов в условиях повышенного содержания механических примесей и газа в добываемой продукции Применение установок винтовых насосов с поверхностным приводом позволяет сократить затраты на электроэнергию в среднем на 40– 50 % по сравнению с СШНУ, что в конечном итоге приводит к уменьшению себестоимости добываемой продукции. Отсутствие громоздкого металлоемкого поверхностного привода позволяет использовать установки винтовых насосов в природоохранных зонах.

---

1.5 Установки со струйными насосами

На нефтедобывающих промыслах давление на устье добывающих скважин бывает довольно высоким. Решить проблему снижения устьевого давления добывающих скважин можно, например, используя принципиальную технологическую схему (Рисунок 1.18), где в состав оборудования платформы включен поверхностный струйный насос (СН) 5. Здесь предусматривается одновременное снижение давления на устье фонтанной скважины 6 и обеспечение давления, необходимого для дальнейшей транспортировки ее продукции в общей системе сбора скважинной продукции [136].



Рисунок 1.18 – Схема установки струйного насоса

Поверхностный струйный насос – доступный по цене, малогабаритный аппарат, который можно встроить в существующую на платформе систему сбора и подготовки без ее серьезных изменений.

Установка работает следующим образом. Допустим, что продукция фонтанной скважины 6 и других скважин имеет одинаковый состав или незначительно отличается, что допускает их смешивание, поэтому продукция этих скважин может быть направлена в единую систему сбора и подготовки. Продукция добывающих скважин через выкидные линии 1 поступает в автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2 и далее через сборный коллектор 3 поступает в сепаратор 4, где происходит отделение газа от жидкости. Отсепарированный газ направляется дальше на ГЗП. Часть отсепарированной нефти в качестве рабочей жидкости насосом 7 подается к СН 5, а избыточная жидкость подается через регулирующий клапан 8 в технологический комплекс дальнейшей подготовки. Роль сепаратора в этой схеме заключается в уменьшении объема свободного газа в рабочем потоке, который в больших количествах снижает КПД [136].

Применение СН позволяет снизить устьевое давление фонтанной скважины от 1,5 до 0,5 МПа и повысить ее производительность со 137 до 202 м³/сут. Аналогичные расчеты показывают, что при снижении устьевого давления до 0,75 МПа производительность также повышается, но на 12 м³/сут меньше, т.е. до 190 м³/сут [136].

1.6 Выводы по главе 1

1. 
   На основании собранного и исследованного материала воссоздана целостная историческая картина развития добычи нефти насосными установками. Общими недостатками способов механизированной добычи с помощью СШНУ и ГПНУ являются неустойчивость к повышенному содержанию газа и механических примесей, неудовлетворительная работа в наклонно направленных и искривленных скважинах, а также сложность в обслуживании. Гидропоршневыми установками с закрытой циркуляцией рабочей жидкости (воды с присадками) успешно эксплуатируются скважины с небольшим газовым фактором. Установки СШНУ используются в основном при добыче нефти из мало- и среднедебитных скважин, имеют громоздкий, металлоемкий поверхностный привод, требующий значительных капитальных затрат, сопровождаются высокими трудозатратами и эксплуатационными затратами на электроэнергию.
   
2. 
   Многолетний опыт эксплуатации установок электроцентробежных насосов показал, что УЭЦН применяются при добыче нефти из средне- и высокодебитных скважин, имеют высокую стоимость. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
   

---

Применение газовых сепараторов позволяет значительно улучшить эффективность работы УЭЦН. При этом наиболее перспективным является газосепаратор центробежного типа. Центробежные газосепараторы позволяют отсепарировать газ из поступающей в насос скважинной продукции до безопасной для насоса величины при объемной доле свободного газа в продукции перед входом в газосепаратор до 70%.

3. 
   Установлено, что винтовые насосы являются одним из наиболее эффективных средств механизированной добычи высоковязкой нефти. Наличие в насосе эластомерного статора и хромированного ротора позволяет противостоять высокому содержанию механических примесей и попутного газа. Отсутствие в УВНП клапанных узлов позволяет избежать отказов, вызванных утечками и засорением приемных и нагнетательных клапанов в штанговых насосах. Низкая чувствительность винтового насоса к свободному газу дает возможность перекачивания высокогазированных жидкостей с содержанием газа до 75%.
   
4. 
   Показана роль ученых, инженеров и специалистов, внесших значительный вклад в развитие насосного способа добычи нефти.
   

2 АПРОБАЦИЯ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

---

В СКВАЖИНАХ МЕСТОРЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

2.1 Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти

на месторождении «Белый Тигр»

В 1989 г. в НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» в соответствии с планом НИиОКР на 1987–1990 гг., утвержденным решениями VIII, IX и X заседаний Совета СП «Вьетсовпетро» выполнялась работа «Техника и технология добычи высокопарафинистых нефтей» (Е.Г. Арешев, Р.А. Сафаров, Ч.Ш. Фьет, А.М. Касумов и др.) [24, 112, 126, 127, 128].

Целью исследования стала разработка комплекса решений по технике добычи нефти на месторождении фонтанным и механизированным способами.

В работе было проведено обоснование выбора механизированного способа добычи нефти и показаны результаты внедрения гидропоршневого насосного способа эксплуатации на месторождении «Белый Тигр».

Известно, что выбор способа эксплуатации скважин начинается с анализа информации о геологических характеристиках месторождения, о свойствах нефти, газа и воды, возможных отборах из скважин, на основании которых определяют техническую целесообразность применения различных способов эксплуатации скважин. При этом необходимо также учитывать технико-технологические, климатические, орографические, экономические, социальные факторы [32].

Каждая группа факторов прямо или косвенно влияет на выбор того или иного способа эксплуатации скважин в данном регионе и может быть определяющей при принятии окончательного решения. Если при данной совокупности условий добычи нефти оказывается приемлемым единственный способ эксплуатации скважин, то анализ на этом заканчивается. Если же возможно применение нескольких способов, то для окончательного выбора используются экономические или другие критерии.

Таким образом, при проектировании способа добычи нефти необходимо знать преимущества и недостатки различных способов эксплуатации, а также иметь методики их технико-экономического-расчета [32, 90, 96].

Специалистами ВНИПИморнефтегаз (г. Москва) на основе техникоэкономического анализа способов механизированной добычи нефти для условий месторождения «Белый Тигр» установлено, что газлифт является наиболее экономически эффективным по сравнению с другими способами эксплуатации [104] (с помощью электроцентробежных насосов и гидропоршневых насосных установок), и обосновано строительство компрессорной станции и объектов газлифтного цикла. В работе отмечалось, что применение электроцентробежных насосов как способа механизированной добычи целесообразно при обводненности продукции скважин свыше 90% [32].

---

С целью определения области применения ГПНУ и ЭЦН для эксплуатации скважин механизированным способом до строительства газлифтного цикла на месторождении «Белый Тигр», в плане НИиОКР СП «Вьетсовпетро» на 1988 г. (прил. 13 п. 17.3) предусматривалась разработка конструкторской документации на опытно-промышленную установку по механизированной добыче нефти на морских стационарных платформах (МСП) [74, 89, 97].

Конструктивно гидропоршневая насосная установка представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные в один агрегат – гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насоснокомпрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок

[117, 118, 131].

Насосный блок преобразует энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе [74, 80, 117, 118, 131].

Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м³/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98%), песка (до 2%) и агрессивных компонентов [117, 118, 131].

2.2 Подготовительные работы к пробной эксплуатации гидропоршневых

насосных установок на месторождении «Белый Тигр»

В 1980-х гг. в результате технико-экономических исследований была установлена целесообразность широкого применения гидропоршневых насосных установок для эксплуатации нефтяных скважин на многих месторождениях Западной Сибири.

Известно несколько схем обустройства скважин для ГПНУ, но наиболее подходящей для месторождений Западной Сибири оказалась однотрубная схема с пакером для свободных ГПНУ (СОПО). Она проста и может быть использована для обустройства скважин любой глубины и с любыми углами наклона, однако при ее использовании предъявляются повышенные

---