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

На основе анализа технологических параметров работы скважин, объектов разработки месторождения «Белый Тигр» определены категории скважин, эксплуатирующиеся на потенциальных режимах, подлежащие переводу на механизированный способ эксплуатации, а также скважины, обладающие резервом в увеличении дебита [32].

Таблица 3.3 – Затраты на подъем 1 т жидкости механизированным способом добычи

Дебит жидкости, т/сут	Затраты на подъем 1 т жидкости, доллар/т
	ЭЦН	ГПН	Газлифт
25	2,6	1,8	1,9
50	1,7	1,2	1,3
75	1,2	1,0	1,1
100	0,9	0,9	0,9
150	0,7	0,8	0,8
200	0,6	0,7	0,7

Таблица 3.4 – Распределение затрат при оборудовании скважин для механизированного способа добычи нефти

Механизированный способ подъема жидкости		Затраты по статьям, %
	Капитальные затраты	Энергетические затраты	Стоимость ремонта	Стоимость спуско-подъемной операции
ЭЦН	26,5	17,5	36,0	20,0
ГПН	28,5	31,0	40,5	-
Газлифт	33,5	43,5	19,0	4,0

Механизированный способ эксплуатации становится необходимым при появлении воды в продукции этих скважин. Основным способом механизированной добычи нефти на месторождении был принят газлифт, технологическая и экономическая эффективность которого по сравнению с эксплуатацией скважин гидропоршневыми и электроцентробежными установками обоснована ВНИПИморнефтегаз (г. Москва, контракт №07828/12-020, 1989 г.) и НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». Однако, ввиду отставания

---

строительства объектов газлифтного цикла, с целью определения области применения ГПНУ и УЭЦН для условий месторождении «Белый Тигр», в 1988 г. были проведены опытно-промысловые испытания гидропоршневых установок типа УГН 100-200-18, а с марта 1991 г.

проводились испытания УЭЦН фирмы REDA.

---

3.2 Опытно-промышленные испытания установок электроцентробежных насосов на месторождении «Белый Тигр»

С марта 1991 г. специалистами НИПИморнефтегаз и ПДНГ СП «Вьетсовпетро» (Гречнев Н.П., Фьет Ч.Ш., Никифоров А.А., Лой К.М и др.) скважины 24 и 46 были переведены на эксплуатацию электроцентробежными насосами. Скважина 24 по состоянию на 01.12.1991 г. работала, а скважина 46 была остановлена, и насос был извлечен из скважины по причине обводнения из-за негерметичности эксплуатационной колонны. Анализ работы скважины с начала их ввода в эксплуатацию показал, что необходимость в механизированной добыче нефти по этому объекту возникла уже в начальный период разработки залежи из-за снижения первоначальных дебитов в первые же месяцы эксплуатации скважин. Причем восстановить первоначальный дебит фонтанирующих скважин и даже превзойти их можно было лишь с помощью газлифта, за счет нагнетания незначительных объемов рабочего агента с целью снижения забойных давлений ниже давления фонтанирования скважин [49].

Целью опытно-промысловых испытаний электроцентробежных установок фирмы REDA являлась определение характеристической зависимости Q–H злектроцентробежного насоса, при откачке жидкости с температурой 110-130 ^оС и высокой газонасыщенностью на приеме сепаратора, для выявления области их применения в условиях месторождения «Белый Тигр». Для проведения исследований было закуплено два комплекта ЭЦН DN-1300, двухсекционных, 406 ступеней, с номинальной производительностью 106–212 м³/сут и напором 2200–1200 м. При производительности 160 м³/сут напор составлял 1800 м. Под насосом находился центробежный сепаратор с коэффициентом сепарации, по данным фирмы, равным 0,9. Было принято решение спустить ЭЦН в скважины 24 и 46 на МСП-1.

В скважине 46 через трое суток после спуска ЭЦН произошел прорыв чуждых вод из-за негерметичности эксплуатационной колонны. ЭЦН был извлечен из скважины для проведения изоляционных работ. В эксплуатации находился ЭЦН в скважине 24.

Характеристика скважины 24.

Горизонт 23 нижнего миоцена южного свода. Забой – 3024 м, фильтр – 2893–2939 м, пластовое давление на 20.05.1991 г. равно 23,75 МПа на глубине 2900 м. ЭЦН был спущен на глубину 2399 м (по стволу), абсолютная глубина составляла 2279 м.

С даты пуска ЭЦН в эксплуатацию (20.03.1991 г.), по 31 марта 1991 г. скважина работала с дебитом 100–110 м

---

³/сут при устьевом давлении 1,0–1,2 МПа и давлении на приеме насоса в 5,5–4,8 МПа. Напор, развиваемый насосам при дебите 100 м³/сут жидкости и при 35% обводненности продукции, не превышал 1700 м. Неудовлетворительная характеристика работы насоса по сравнению с паспортной характеристикой свидетельствовала или о низком коэффициенте сепарации центробежного сепаратора, следствием которого было снижение производительности насоса, или о несоответствии реальной и паспортной характеристик работы насоса. С целью определения коэффициента сепарации центробежного сепаратора была изменена обвязка устья скважины с целью раздельного замера продукции скважины, откачиваемой насосом, и затрубного газа. Замеры были проведены на двух режимах: при устьевом штуцере диаметрами 10 и 12 мм. Так как скважина с момента пуска в эксплуатацию работала с устьевым штуцером диаметром 10 мм, и на этом режиме было достаточное количество замеров, то после очередного измерения дебита скважины по жидкости и газу продолжительностью 3 ч и замера затрубного газа продолжительностью 15 ч, изменили диаметр штуцера на 12 мм. Результаты проведенных замеров представлены в Таблице 3.5.

Таблица 3.5 – Результаты замеров параметров работы скв. №24

№ п/п	Параметры	Диаметр штуцера
		10 мм	12 мм
1.	Буферное давление, МПа	0,8	0,8
2.	Линейное давление, МПа	0,6	0,6
3.	Давление на приеме насоса, МПа	3,3	3,3
4.	Температура на приеме насоса, оС	105	105
5.	Дебит по жидкости, м3/сут	80,8	78,4
6.	Обводненность, %	35	35
7.	Дебит по газу, м3/сут	3360	2860
8.	Дебит по газу в затрубном пространстве, м3/сут	4896	4320
9.	Коэффициент сепарации	0,59	0,60
10.	Газосодержание на приеме сепаратора	0,776	0,720
11.	Газосодержание на приеме насоса	0,435	0,370

---

Из таблицы видно, что причиной слабой подачи электроцентробежного насоса является низкий коэффициент сепарации центробежного сепаратора при давлении на приеме насоса, равном 3,3 МПа.

Известные конструкции газосепараторов для УЭЦН можно разделить по способам сепарации газа из жидкости на две основные группы: гравитационные и центробежные [116].

B гравитационных газосепараторах сепарация газа из жидкости происходит за счет сил гравитации при повороте поднимающегося потока жидкости на 90–180°. Гравитационными сепараторами можно отсепарировать только небольшую часть свободного газа. Учитывая, что дебиты скважин, эксплуатируемых УЭЦН, достаточно высоки (как правило, более 40 м³/сут), применение газосепараторов гравитационного типа в погружных центробежных насосах для добычи нефти не может дать существенного эффекта [129].

Более перспективным принципом отделения газа от жидкости перед входом ее в УЭЦН следует считать центробежный, так как за счет реализации сил центробежного поля удается значительно увеличить скорость всплытия (относительного движения) пузырьков в жидкости.

Первый газосепаратор центробежного типа для УЭЦН был предложен П.Д. Ляпковым (фото на Рисунке 3.3) в 1954 г. (авторское свидетельство № 109579). В 1965–1967 гг. в ОКБ по бесштанговым насосам под руководством П.Д. Ляпкова продолжались работы по совершенствованию конструкции газосепаратора центробежного типа (в основном за счет создания более производительной силовой части) путем замены вихревой ступени на пакет из 5–6 ступеней погружного центробежного насоса повышенной производительности. При этом в целях повышения работоспособности силовых ступеней на газожидкостных смесях их рабочие колеса были выполнены открытыми или полуоткрытыми [82, 83, 84, 85, 116, 129].

В 1970–1971 гг. в НГДУ «Полазнанефть» О.В. Быковым и В.Д. Нагулой были проведены промысловые испытания газосепаратора, разработанного по упомянутой схеме. За счет применения газосепаратора увеличились дебиты скважин на 10–30 % при одинаковой длине подвески насосов или уменьшилась длина подвески насосов на 150–250 м при одинаковых дебитах жидкости [129].

Газосепаратор ГСП5-130, предложенный С.Г. Бриллиантом в 1964 г. (авторское свидетельство №700685), был предназначен для работы с насосами группы 5 производительностью до 200 м³/сут. Недостатком конструкции являлось то, что свободный газ, отделившийся в нижней секции

---