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

2.4 Выводы по главе 2

1. 
   Проведенные опытно-промышленные испытания гидропоршневых насосов типа УГН 100-200-18 на месторождении «Белый Тигр» в 1988 г. показали технические сложности эксплуатации и срыв их работы вследствие разгазирования нефти на приеме насоса. Как устьевое, так и внутрисква- жинное оборудование на момент испытания насосов не являлись отрабо- танным. Низким являлось также качество заводского изготовления оборудо- вания. До спуска внутрискважинного оборудования в скважину требовалась его полная разборка и доводка узлов до работоспособного состояния.
   
2. 
   По результатам испытаний можно сделать вывод о возможности использования ГПНУ в высокообводненных среднедебитных скважинах при эксплуатации последних с забойным давлением выше давления насыщения, а эксплуатация высокодебитных скважин с забойными давлениями выше давления насыщения насосами такого типа не представляется возможным. Также ГПНУ не может использоваться при температурах откачиваемых жидкостей свыше 100 °С.
   
3. 
   Анализ результатов испытаний показал 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 широкое применение ГПНУ нецелесообразно.
   

3 ИСПЫТАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НА СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИИ «БЕЛЫЙ ТИГР»

Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России ведущее место по объему добываемой нефти [109, 122, 125, 132, 133, 135]. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, так как свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг

---

, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен кубических метров в сутки) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ [96, 109, 145, 146, 147, 148, 158].

Широкое применение скважинных центробежных насосов с электроприводом обусловлено многими факторами. 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. Простота обслуживания установок ЭЦН объясняется тем, что на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного обслуживания [90, 96, 98, 99, 109, 125, 139, 149, 157].

Монтаж оборудования ЭЦН упрощен отсутствием необходимости в устройстве фундаментов для станции управления и трансформатора, эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легкой будке [109]. На Рисунках

3.1 и 3.2 приведены схема УЭЦН и подземное оборудование УЭЦН.



Рисунок 3.1 – Установка электроцентробежного насоса



Рисунок 3.2 – Подземное оборудование УЭЦН

Использование УЭЦН наиболее эффективно, когда их производитель- ность и напор соответствуют технологическому режиму работы скважины.

Типоразмер насоса и глубина погружения его под динамический уровень жидкости в скважине, в первую очередь, определяются продуктивностью самой скважины, количеством попутного газа и вязкостью откачиваемой жидкости. Поэтому условия эксплуатации насосных установок на различных нефтедобывающих объектах сильно различаются между собой. В то же время, с ростом обводненности продукции скважин условия эксплуатации установок в значительной степени нивелируются. Это происходит по двум причинам [87, 88]:

1. 
   Уменьшается количество попутного газа на приеме насоса, поэтому исключается необходимость создания на приеме насоса повышенного давления.
   
2. 
   С увеличением обводненности продукции скважин более чем на 60% уменьшается вязкость образующейся в подъемных трубах водонефтяной эмульсии.
   

---

Первая причина снижает необходимость излишнего заглубления насоса под динамический уровень жидкости, вторая – уменьшает энергетические потери на ее подъем, сокращая тем самым потребляемый напор установки.

Нефтяники возлагают большие надежды на длительное применение ЭЦН. Их можно использовать для добычи большого количества жидкости из самых глубоких и наклонно направленных скважин, где нельзя установить другое оборудование. Применение ЭЦН не требует каких-либо сооружений или фундаментов и позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любых районах в любое время года. ЭЦН не требуют постоянного ухода и наблюдения за работой. Добыча жидкости скважинами, оборудованными ЭЦН, обходится значительно дешевле, межремонтный период работы этих скважин больше по сравнению с другими видами механизированной добычи. МРП является одним из основных показателей деятельности нефтедобывающего предприятия [21].

В СССР и России наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи – УЭЦН, так как установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН – для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (ГПНУ, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин [109, 113, 115].

3.1 Сравнительный анализ механизированных способов добычи нефти

---

применительно к условиям месторождения «Белый Тигр»

В основу инженерного обоснования выбора механизированного способа эксплуатации скважин включаются [44, 48, 49, 52, 77, 78, 90, 161]:

• 
  результаты применения различных механизированных способов в аналогичных геолого-технических условиях;
  
• 
  достаточно обоснованный прогноз динамики пластового давления и обводненности продукции;
  
• 
  прогноз исполнения проектных решений по обустройству месторождения и оперативность исполнения корректирующих действий;
  
• 
  прогноз потенциальных мощностных и временных показателей источников энергии для механизации добычи;
  
• 
  характеристика проектируемой системы сбора и подготовки продукции.
  

Анализ опыта механизированной эксплуатации скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро», других месторождениях и опубликованных в мировой печати данных позволяет сопоставить преимущества и недостатки различных механизированных способов добычи нефти. Ввиду большой глубины искривленных скважин месторождения «Белый Тигр» штанговые насосы здесь не рассматривались.

Сложные геолого-технические условия эксплуатации всех объектов разработки месторождения «Белый Тигр» требуют до принятия техникотехнологических решений проведения научно-исследовательских работ в области техники и технологии добычи нефти по следующим направлениям

[32, 33, 100, 138, 140]:

• 
  проведение опытно-промысловых испытаний различных способов механизированной добычи нефти с целью обоснования областей их эффективного применения;
  
• 
  анализ эксплуатации внутрискважинного оборудования и подбор рациональных компановок ВСО.
  

Опытно-промышленные испытания гидроприводных насосов марки УГН 100-200-18 на месторождении «Белый Тигр» в 1988 г. производились на скважинах 21 и 28 (МСП-1), которые показали технические сложности эксплуатации и срыв их работы вследствие разгазирования нефти на приеме насоса [49, 111]. Кроме того, для работы гидроприводных насосов на МСП были необходимы высокопроизводительные насосы высокого давления для закачки рабочей жидкости. При этом необходимо учитывать явления вибрации МСП и влияние этого фактора на ее надежность и долговечность.

Сопоставление преимуществ и недостатков обосновывает дальнейшую проработку двух способов эксплуатации скважин участка: УЭЦН и газлифт.

---

В Таблицах 3.1–3.4 приведены данные сравнительной техникотехнологической и технико-экономической эффективности различных механизированных способов добычи [100].

Данные таблиц 3.1–3.4 и перечисленные преимущества и недостатки различных способов механизированной добычи нефти являются базой для выбора того или иного способа механизированной добычи нефти для месторождения «Белый Тигр». В дальнейшем, опираясь на выводы работы [77, 104], данные таблиц 3.1–3.4 и опыт применения на месторождении «Белый Тигр» трех видов механизированной добычи (ГПНУ, УЭЦН и БКГ), рассматривались показавшие положительные результаты механизированные способы добычи нефти – УЭЦН и газлифт.

Таблица 3.1 – Коэффициент полезного действия различных механизированных способов добычи

Дебит жидкости, т/сут	Коэффициент полезного действия, %
	ЭЦН	ГПН	Газлифт
25	36	29	24
50	41	31	28
75	46	32	30
100	47	31	31
150	47	28	34
200	43	24	32

Таблица 3.2 – Капитальные затраты на оснащение скважин для механизированного способа добычи

Дебит жидкости, т/сут	Капитальные затраты на оснащение скважин, доллар/т
	ЭЦН	ГПН	Газлифт
25	1300	950	1250
50	900	750	970
75	620	600	750
100	470	530	650
150	310	500	520
200	250	500	500

---