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

Теоретическое значение исследования состоит в том, что результаты диссертации позволяют расширить представление о возможностях применения насосного способа добыча нефти на шельфовых месторождениях, а также в научном обосновании перевода высокообводненных скважин от газлифтного к механизированному способу добычи нефти с помощью установок электроцентробежных насосов.

Практическая ценность работы.

Материалы диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-научно-технических трудов, посвященных развитию нефтяной промышленности во Вьетнаме, России и за рубежом.

Материалы работы используются в учебном процессе для переподготовки специалистов совместного российско-вьетнамского предприятия «Вьетсовпетро» в «Центре обучения» по программе «Эксплуатация нефтедобывающих скважин».

Показана роль ученых, инженеров и специалистов, внесших значительный вклад в развитие насосного способа добычи нефти (А.С. Арутюнов, А.А. Богданов, Д.Ф. Балденко, В.Н. Ивановский, А.С. Казак, П.Д.

Ляпков, В.И. Игревский, Л.Г. Чичеров и другие).

Методы исследований.

Поставленные цели и задачи были решены путем исследования и систематизации результатов статистических отчетов и проработки вьетнамского и зарубежного опыта эксплуатации скважин шельфовых нефтяных месторождений с помощью насосных установок на основе материалов совместного российско-вьетнамского предприятия «Вьетсовпетро», а также широкого спектра печатных и электронных источников.

Положения, выносимые на защиту

Анализ испытания гидропоршневых насосных установок свидетельствует о возможности их использования в высокообводненных среднедебитных скважинах с забойным давлением выше давления насыщения, а эксплуатация высокодебитных скважин с забойным давлением выше давления насыщения и при температурах откачиваемых жидкостей свыше 100 ^оС насосами такого типа не представляется возможным.
Анализ работы установок электроцентробежных насосов показал, что большое количество свободного газа, поступающего в скважину непосредственно из пласта, либо выделяющегося из нефти уже в колонне, сильно затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами.
Анализ работы установок электроцентробежных насосов показал, что одним из осложняющих факторов эксплуатации скважин стало наличие песка в продукции скважин, что приводило к заклиниванию УЭЦН, износу внутренних аппаратов и соответственно преждевременному выходу насосов из строя.
Анализ работы скважин при переходе от газлифтного к способу добычи нефти с помощью УЭЦН показал о значительных возможностях форсированных отборов с помощью УЭЦН.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют пункту 1 области исследований, определяемой паспортом специальности 07.00.10 – «История науки и техники»: «1. Исторический анализ становления и развития науки и техники».

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность полученных результатов обоснована анализом данных промысловых гидродинамических исследований, а также результатами эксплуатации скважин шельфовых нефтяных месторождений гидропоршневыми и электроцентробежными насосными установками.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: семинарах НИПИморнефтегаз (г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам, 2017–2019); научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам, 2017–2019); III Международная научно-практическая конференция молодых ученых и студентов «Инновации. Интеллект. Культура» (г. Тобольск, 24 мая 2019); VIII

Международная научно-практическая и методическая конференция «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике» (г. Уфа, 30-31 мая 2019); IX Международная молодежная научная конференция «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, 14-15 ноября 2019).

Публикации. Основные результаты работы опубликованы в 10 научных трудах: 4 статьи в изданиях из перечня ВАК РФ, из них 2 статьи в журнале, индексируемом в международной базе Scopus; 6 публикаций в материалах научных конференций.

Структура и объем работы

Диссертация изложена на 166 страницах машинописного текста; состоит из введения, 5 глав, выводов и списка использованной литературы, включает 15 таблиц, 42 рисунков, библиографический список из 162 наименований.

1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НАСОСНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ В МИРЕ

Механизированная добыча нефти является одной из наиболее динамичных областей среди прочих сфер нефтяной промышленности, поскольку используемые в ней техника и технологии постоянно обновляются.

Для работы в этой области необходимо иметь теоретическую подготовку в вопросах электротехники, механики, гидравлики, металлургии, применения пластмасс и резины, а также по различным вопросам в области добычи нефти [23, 25, 37, 70, 78, 91, 93, 94, 121, 141, 152].

В практике добыче нефти используются следующие глубиннонасосные установки [44, 102, 109, 150]:

скважинные штанговые насосные установки (СШНУ);
установки погружных центробежных насосов с электроприводом;
гидропоршневые насосные установки (ГПНУ);
установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН); - установки со струйными насосами (УСН).

Существующие экономические условия требуют поддерживать максимальную эффективность насосной эксплуатации скважин, что вынуждает нефтедобывающие фирмы постоянно контролировать работу насосных установок.

1.1 Скважинные штанговые насосные установки Штанговый скважинный насос (ШСН) представляет собой поршневой насос с двумя обратными клапанами (нагнетательным и всасывающим), опускаемый на колонне подъемных труб ниже уровня пластового флюида (Рисунок 1.1). Поршень насоса соединяется со станком-качалкой колонной штанг. Приводной двигатель (как правило, электрический) через редуктор, кривошипно-шатунный механизм и балансир обеспечивает возвратнопоступательные движения колонны штанг и поршня в цилиндре скважинного насоса. Всасывающий клапан открывается, когда поршень двигается вверх (пластовая жидкость поступает в цилиндр), и закрывается, когда поршень двигается вниз (пластовая жидкость выдавливается в подъемную колонну). Далее пластовая жидкость поднимается по внутренней полости колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть

[45, 142, 143].

Рисунок 1.1 – Штанговые скважинные насосы

Штанговая насосная эксплуатация впервые была применена на морском месторождении в бухте Дарвина в НГДУ «Артемнефтегаз» в 1945 г. Сначала скважины были расположены на отдельных стационарных платформах, а после строительства сети эстакад отдельные платформы были соединены. В результате было налажено регулярное обслуживание скважин независимо от погодных условий [123].

Более 85% скважин с механизированным подъемом жидкости в США эксплуатируются с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Поэтому контроль за работой этого вида оборудования имеет первостепенное значение.

Штанговая глубинно-насосная установка является сложной системой. Многие параметры, характеризующие ее конструкцию и работу, взаимосвязаны. Например, максимальная нагрузка на полированный шток и диапазон нагрузок зависят от геометрии станка-качалки, длины хода точки подвеса штанг и числа качаний балансира, конструкции колонны насосных штанг, типа и диаметра плунжера, конструкции колонны насоснокомпрессорных труб (НКТ), скольжения электродвигателя и т. д.

Аварии происходят в основном из-за возникновения больших напряжений, широкого диапазона напряжений и превышения допустимого числа циклов нагружения. Правильно спроектированная и защищенная от коррозии колонна штанг может проработать без аварий 3,8 года.

Гидроприводная штанговая насосная установка (ГШНУ) – один из видов гидроприводного оборудования, предназначенного для эксплуатации скважин со значительными искривлениями ствола.

Совершенствованию ГШНУ посвящены многочисленные теоретические и практические работы, однако процесс торможения плунжерной группы исследован не в полной мере.

В конце 1980-х гг. в Государственной Академии нефти и газа им. И.М. Губкина (ныне Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина) на основе теоретических исследований получены зависимости, с помощью которых построены теоретические кривые изменения скорости движения плунжерной группы и давления во времени. Для проверки результатов теоретических исследований были проведены испытания тормозного устройства гидроприводного насоса [40].

Обработка результатов эксперимента и анализ полученных данных позволили установить адекватность математической модели и экспериментальных параметров и сделать вывод о том, что разрушающую силу гидроудара можно направить на гашение механического удара, возникающего при торможении плунжерной группы.

Эффективность работы штанговых скважинных насосных установок зависит от правильности выбора отдельных элементов системы и режимов эксплуатации.

Выбор элементов СШНУ определяется следующими параметрами:

дебит скважины;
пластовое и забойное давления; - кривизна скважины и др.

Эти показатели не являются постоянными, а их замеры и расчеты требуют больших затрат времени и труда [51].

Основные параметры системы скважина-пласт-оборудование определяются путем прямого замера давления жидкости, температуры и состава продукции непосредственно на приеме насоса с передачей этих данных на поверхность. Затем эта информация анализируется и сравнивается с данными, полученными от наземных источников, например динамометра, расходомера. Полученная таким образом информация является наиболее достоверной и полной, но система диагностирования имеет высокую стоимость и сложность в монтаже и эксплуатации. Такая система была создана и внедрена за рубежом фирмой Halliburton Co, а в начале 1990-х гг. работы по созданию и внедрению системы определения параметров работы СШНУ проводились в НГДУ «Альметьевнефть» совместно с предприятиями «ТатНИПИнефть» и «Татнефтегазавтоматика».

В 1990-х гг. нефтяная промышленности России находилась в стадии падающей добычи. Многие крупные месторождения Урало-Поволжья и Западной Сибири, обеспечивающие основной объем добычи нефти в стране, характеризовались высокой степенью выработанности запасов и интенсивным ростом обводненности продукции [30, 50, 51, 52, 53].

В конце 1990-х гг. в НГДУ «Покачевнефть» в эксплуатации находились более двух тысяч нефтедобывающих скважин. Подавляющее большинство скважин эксплуатировались с помощью механизированных способов добычи. Небольшие дебиты скважин, значительные расстояния между кустами и батареями скважин, а также средние значения (80–105 м³/м³) газового фактора делали экономически нецелесообразным применение газлифтного способа эксплуатации. Механизированные способы добычи нефти были представлены скважинными насосными установками УЭЦН и СШНУ [50, 51, 52, 53]. Показатели работы скважин НГДУ Покачевнефть представлены в Таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Показатели работы скважин НГДУ Покачевнефть

Способ добычи	Добыча по скважинам		Среднесуточный дебит скважин, т
Способ добычи	тыс. т	% общего объема	нефти	жидкости
Фонтан	64,7	0,5	21,3	59,0
УЭЦН	11137,6	89,3	26,4	100,9
УСШН	1277,7	10,2	5,6	8,1