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

в скважинах месторождения «Белый Тигр»

Опытно-промышленные испытания УГН 100-200-18 в скважинах 21 и 28 были проведены работниками НИПИморнефтегаз и ПДНГ СП

«Вьетсовпетро» (М.Ф. Каримов, Н.В. Кань, И.П. Павлов, Х.В. Бик и др.).

С начала августа 1988 г. на МСП-1 проводились пуско-наладочные работы по испытанию устьевого, насосного оборудования, подбору НКТ, спуску и подъему фальш-насоса [59, 68]. Например, при спуске фальш-насоса в скважину 21 последний застрял на глубине 1970 м, и по этой причине пришлось извлечь НКТ (73 мм) с высаженными концами и заменить их новыми гладкими трубами.

Первый опытный погружной насос проработал в скважине 9 ч при давлении рабочей жидкости 40–45 атм и 17 двойных ходов в минуту, а затем, прекратил подачу.

После подъема погружного агрегата произошел порыв двух уплотнительных манжетов, которые были заменены на новые, и агрегат снова опустили в скважину [24]. Агрегат был запущен в работу при давлении в 118 атм, затем давление снизилось до 50–55 атм при 18 двойных ходов в минуту. Работа агрегата периодически срывалась из-за попадания пластового газа на прием насоса. Первый спуск погружного агрегата в скважину 28 оказался неудачным из-за того, что последний застрял в НКТ. Пришлось извлечь НКТ с застрявшим в ней насосом, в скважину спустили новый погружной агрегат, который проработал в скважине в течение 7 ч при давлении в 90 атм. Число двойных ходов установить не удалось ввиду большой величины рабочего давления. При извлечении погружного агрегата оказались порванными уплотнительные элементы [24].

Насос был снова извлечен и заменен другим погружным агрегатом, который был установлен в седле насоса и запущен в работу при давлении в 60 атм. Устье скважины оборудовали регистрирующим прибором, разработанным в НИПИморнефтегаз совместно с ПДНГ СП «Вьетсовпетро», позволяющем диагностировать состояние ГПНУ в процессе его работы (Р.А. Сафаров, В.И. Предчук, Ле Ба Туан и др.).

Прибор позволял четко фиксировать число двойных ходов в минуту и регистрировать состояние ГПНУ при поступлении газа на прием насоса. Через два часа после запуска погружного агрегата в работу были зафиксированы отдельные случаи попадания газа на прием насоса. При этом, насос работал при

---

Р_раб = 4–6 атм с числом двойных ходов в минуту, равном 11, и теоретической производительностью 28,7 м³/сут. Еще через час работы погружного агрегата наблюдались периодические срывы работы ГПНУ в течение 2–3 мин из-за прорывов газа. Затем работа установки стабилизировалась, но погружной агрегат начал работать со значительным незаполнением цилиндра из-за влияния газа. При этом возникали значительные колебания как рабочего давления (6–12 атм), так и числа двойных ходов в минуту (9–14) [24].

Худшие условия работы оказались при испытании ГПНУ в скважкине 21, где лифт имел двухрядную конструкцию, и продукция скважины поднималась на поверхность по кольцевому зазору 73 и 114 мм НКТ. Снижение забойного давления ниже давления насыщения и эксплуатация ГПНУ с наличием свободного газа на приеме насоса приводила к периодическому выбросу жидкости из кольцевого зазора, резкому увеличению перепада между давлением рабочей жидкости и давлением в кольцевом пространстве на выходе жидкости из насоса, что приводило к срыву работы ГПНУ [24].

Ввиду того, что нижний предел производительности УГН 100-200-18, равный 15–20 м³/сут, значительно превышает возможности отбора из скважин 21 и 28, при откачке с забойным давлением выше давления насыщения из-за низких коэффициентов продуктивности в этих скважинах не удалось добиться устойчивости работы ГПНУ, поэтому пришлось перейти к их периодической эксплуатации [24].

Для более полных испытаний гидропоршневых установок, с целью определения их межремонтного периода и рабочих характеристик в условиях эксплуатации в скважинах месторождения «Белый Тигр», необходимо было их испытание в более высокопроизводительных скважинах.

Дальнейшее испытание гидропоршневой установки было решено провести в скважинах 36 и 27, из которых возможен отбор 50–60 м³/сут при зайойном давлении выше давления насыщения.

Однако испытания ГПНУ в скв. №27 не удалось провести из-за негерметичности пакера и НКТ. В результате опрессовки и последующего извлечения оборудования из скважины был подтвержден факт негерметичности пакерного узла. Испытания ГПНУ в скв. №36 также были затруднены значительной сложностью спуска и установки погружного агрегата в седле установки. Была обнаружена незначительная негерметичность или в НКТ, или из-за неплотной посадки погружного агрегата в седле. После запуска установки работа погружного агрегата несколько стабилизировалась спустя 15 ч при расходе рабочей жидкости 70 м

---

³/сут и дебите скважины 38 м³/сут. Такое соотношение расхода силовой жидкости и дебита скважины свидетельствовало о неполадках в узле погружного агрегата. После остановки скважины повторный запуск установки осуществить не удалось. При попытке извлечь погружной агрегат из скважины, последний застрял в НКТ на глубине примерно 1600 м, и все усилия по его извлечению оказались безуспешными. Скважина фактически простаивала до июля 1989 г., после чего все внутрискважинное оборудование из скважины было извлечено [24].

Таким образом, опытно-промышленные испытания УГН 100-200-18 в скважинах МСП-1 показали, что как устьевое, так и внутрискважинное оборудование на момент испытания насосов не являлись подготовленными. Низким оказалось также качество заводского изготовления оборудования, и перед спуском внутрискважинного оборудования в скважину требовалась его полная разборка и доводка узлов до работоспособного состояния.

По результатам испытаний можно сделать вывод о возможности использования ГПНУ в высокообводненных среднедебитных скважинах при эксплуатации последних с забойным давлением выше давления насыщения. Возможность же их широкого применения на месторождении «Белый Тигр» при механизированной добыче нефти даже в сильно обводненных скважинах до строительства объектов газлифтного цикла вызывала значительные сомнения.

Опытно-промышленные испытания в 1988 г. гидропоршневых насосных установок типа УГН 100-200-18 в ряде малодебитных скважинах МСП-1 показали неработоспособность таких установок при откачке газожидкостной смеси. Эксплуатация высокодебитных скважин с забойными давлениями выше давления насыщения насосами такого типа не представлялась возможным [24].

Попадание газа в насос заметно ухудшает его характеристики, изменяет условия преобразования механической энергии рабочего колеса в гидравлическую, с увеличением количества свободного газа КПД преобразования снижается. В связи с этим резко снижается подача насоса, его напор и КПД, работа насоса становится нестабильной. На эффективность работы насоса определенное влияние оказывает плотность жидкости, и с увеличением количества газа этот показатель значительно ухудшается. При снижении плотности жидкости вследствие наличия в ней газа, естественно, снижается напор насоса. Причиной снижения КПД насоса является расход части энергии на сжатие газа.

---

Рассматривались также альтернативные способы механизированной добычи – с помощью электроцентробежных насосов. В результате исследований, проведенных во ВНИИнефть (г. Москва) с использованием пакета прикладных программ «Подбор», а также в НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» расчетными методами было установлено (Р.А. Сафаров, Ч.Ш. Фьет, Н.В. Кань, Л.Б. Туан и др.) [32]:

1. 
   Технологические ограничения на глубину спуска (1800–2000 м) и газосодержание продукции на приеме насоса не позволяют использовать установки стандартной компоновки как отечественных, так и зарубежных фирм при обводненности продукции менее 80–90 %.
   
2. 
   Ограничение температуры-перекачиваемой среды (90 °С) не позволяли применить установки отечественного производства, которые не были рассчитаны на высокие температуры.
   
3. 
   Эксплуатация скважин с обводненностью свыше 50% возможна с помощью УЭЦН с газосепараторами центробежного типа.
   

В то же время сведения об опыте использования установок с сепараторами зарубежных фирм отсутствовали. Что касается вопроса применения гидропоршневых установок, то промышленностью СССР был освоен лишь один тип – УГН 100-200-18, который не мог использоваться, как отмечено выше, для эксплуатации малодебитных скважин и при температурах откачиваемых жидкостей свыше 100 °С. Другим ограничивающим фактором для их применения, как это было установлено опытной эксплуатацией УГН 100-200-18 в малодебитных скважинах МСП-1, являлась невозможность их использования при наличии свободного газа па приеме насоса [32].

Установки УГН 100-200-18 предназначены для откачки пластовой жидкости с содержанием механических примесей не более 0,1 г/л, сероводорода – не более 0,01 г/л, воды – не более 99%. Содержание свободного газа на приеме гидропоршневого агрегата, по техническим условиям его эксплуатации, не допускается. Испытание установки проводилось в скважине 21 МСП-1, в продукции которой отсутствовала вода и механические примеси. Однако малодебитные скважины на месторождении эксплуатировались при забойных давлениях ниже давления насыщения, и для исключения или снижения воздействия свободного газа установка была спущена на 114 × 73 мм НКТ без пакера и с газовым якорем ни приеме насоса. Рабочая жидкость нагнеталась по 73 мм НКТ, продукция скважины вместе с рабочей жидкостью поднималась по кольцевому пространству 114 мм и 73 мм труб, а сепарируемый газ по затрубному пространству. Для регистрации рабочего цикла гидропоршневой установки на линии нагнетания

---

рабочей жидкости был установлен прибор, переоборудованный на базе регистрирующего диафрагменного расходомера ДСС-734 Н (Рисунок 2.2). Несмотря на наличие газового сепаратора на приеме насоса, исключить попадание газа в насос не удалось. Добиться устойчивой работы насоса при давлении на приеме насоса ниже давления насыщения не удалось. Пришлось эксплуатировать скважину периодически, так как нижний предел устойчивой работы ГПНУ по производительности превышал добывные возможности скважины при давлении, на глубине установки ГПНУ, выше давления насыщения [24].



Рисунок 2.2 – Дифманометры сильфонные

Проведенный опыт лишь подтвердил одно из условий эксплуатации ГПНУ – недопущение поступления свободного газа на прием насоса. Кроме того, в процессе испытания были выявлены многочисленные неполадки в работе как внутрискважинного, так и устьевого силового оборудования, включая силовые агрегаты 25 PCR-5-60 чешского производства. Несмотря на предварительную подготовку и шаблонировку насосно-компрессорных труб при спуско-подъемных операциях весьма часто происходило заклинивание погружного агрегата в трубах. При извлечении погружного агрегата часто возникали случаи разрушения уплотнительных элементов. Это стало причиной негерметичности при спусках погружного агрегата, из-за чего зачастую не удавалось запустить ГПНУ в работу [24]. До спуска внутрискважинного оборудования в скважину требовалась полная разборка насоса и доводка узлов до работоспособного состояния. Результаты испытаний показали возможность использования ГПНУ при отборах 30–50 м³/сут высокообводненной жидкости при отсутствии газа на приеме насоса. Для условий месторождения «Белый Тигр» с высокой газонасыщенностью нефтей, низким и средним коэффициентами проницаемости коллекторов и работой скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, возможность их широкого применения до строительства объектов газлифтного цикла вызывает значительные сомнения.

---