Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx
Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 529
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Теоретическая значимость работы
Положения, выносимые на защиту
Соответствие паспорту заявленной специальности
Степень достоверности и апробация результатов
1 ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ НАСОСНОГО СПОСОБА ДОБЫЧИ НЕФТИ В МИРЕ
1.2 Гидропоршневые насосные установки
1.3 Установки погружных центробежных насосов с электроприводом
1.4 Установки с винтовыми насосами и электроприводом
1.5 Установки со струйными насосами
В СКВАЖИНАХ МЕСТОРЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»
насосных установок на месторождении «Белый Тигр»
в скважинах месторождения «Белый Тигр»
применительно к условиям месторождения «Белый Тигр»
3.4 Опыт механизированной добычи нефти из месторождения «Белый Тигр»
от конструкции эксплуатационной колонны
свода месторождения «Дракон» с помощью УЭЦН
4.2 Причины пескопроявлений на скважинах и предложения по вводу скважин в эксплуатацию
месторождения «Дракон» до обустройства газлифта
5.1 Анализ работы скважины №503 на платформе МСП-5
5.2 Анализ работы скважины 1116 на МСП-11
/сут (до 500 м3/сут), требуются УЭЦН с наружным диаметром 137,9 мм и общей длиной от 20 до 25 м. Это требует уменьшения темпа увеличения угла наклона, а именно 0,30°/40 м для УЭЦН длиной 20 м и 0,171°/40 м для УЭЦН длиной 25 м. Отсюда следует, что можно использовать УЭЦН для добычи продукции с дебитами более 300 м3/сут только из вертикальных скважин.
Конструкция наклонных скважин на месторождении «Белый Тигр» представлена на схеме (Рисунок 3.6).
На глубине 300–700 м набор зенитного угла характеризуется интенсивностью 7° на 100 м, на глубине 2300–3200 м наблюдается снижение зенитного угла с интенсивностью 2° на 100 м. В скважины с такой интенсивностью набора зенитного угла возможно опускать УЭЦН с производительностью до 200 м3/сут (обводненность до 85%). С дебитом до 500 м3/сут можно опускать УЭЦН в скважины, необводненные и имеющие диаметр эксплуатационной колонны не менее 194 мм.
Рисунок 3.6 – Схема конструкции наклонных скважин на месторождении
«Белый Тигр»
По результатам расчетов с учетом конструкции наклонных скважин был сформулирован вывод о том, что на месторождении «Белый Тигр» УЭЦН могут применяться только в скважинах с дебитом до 250 м3/сут и обводненностью до 70%.
3.6 Влияние температуры потока жидкости на приеме УЭЦН
В конце 1990-х гг. на месторождении «Белый Тигр» продолжались опытно-промышленные испытания УЭЦН двух фирм: в основном фирмы REDA и в двух скважинах (№№506 и 67) фирмы ESP. По каталогу фирмы REDA рабочие температуры закупленных СП «Вьетсовпетро» УЭЦН варьируются в диапазоне от 93,3 до 232,2 °С в зависимости от исполнения [76] (Таблица 3.9).
Таблица 3.9 – Максимальные значения рабочей температуры по оборудованиям УЭЦН фирмы REDA
Во время испытаний УЭЦН выходили из строя по нескольким причинам. Практически все аварии возникали в электрических частях в результате короткого замыкания при попадании пластовой жидкости попадала в протектор или в двигатели. Другими возможными причинами возникновения аварийных ситуаций являлись некачественная продукция или влияние температуры.
Во время работы УЭЦН были записаны значения температуры с датчиков, находящихся под двигателем. В Таблице 3.10 приведены средние величины давления и температуры жидкости ниже двигателя, расположенного под насосом. Там же приведены результаты определения температуры двигателя в процессе работы.
Из таблицы видно, что температура двигателя во время работы по всем скважинам находится в зоне максимального значения рабочей температуры или выше нее. Например, по скважине №24 температура двигателя достигала 129 °С (максимальная допустимая величина температуры – 121 °С), а в скважине №63 – 120 °С. Остальные двигатели работали при температуре от 110 до 115 °С (за исключением у скважин 69/11 – 71,6 °С). Таким образом, все двигатели работали в неблагоприятных условиях, которые сильнее всего влияют на состояние электрических частей.
Таблица 3.10 – Средние показатели работы УЭЦН по скважинам месторождения «Белый Тигр»
При использовании УЭЦН для эксплуатации скважин фундамента месторождения «Белый Тигр» температурные условия их работы ухудшались, т.е. в месте установки УЭЦН температуры иногда достигали 135–140 °С, так как средняя пластовая температура фундамента составляла 140–150 °С, температура пласта нижнего миоцена и нижнего олигоцена – 107–116 °С и 119–129 °С соответственно (Рисунок 3.7).
Ухудшение температурных условий работы двигателя УЭЦН (при норме 121°С фактическое значение составило 135–140 °С) привели к еще более быстрому выходу из строя электрических частей, т.е.снижению МРП работы скважин и надежности эксплуатации УЭЦН [76].
Рисунок 3.7 – Изменение температуры по глубине в зависимости от дебита скважин фундамента центрального блока (фактические данные по ГДИ)
4 ОПЫТ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН» С ПОМОЩЬЮ УСТАНОВОК
4.1 Эксплуатация скважин участка центрального
На участке «Центральный свод» месторождения «Дракон» (RP-1) добыча нефти производится с декабря 1994 г. В фонтанный период скважины эксплуатировались с дебитом 32–69 т/сут. При испытании скв. №№ 101, 104, 106, 112, 116 RP-1 (RP – морская стационарная платформа на месторождении «Дракон») в их продукции были обнаружены единичные зерна кварца размером 0,4 мм, отнесенные к продуктивному горизонту.
Резкое падение пластового давления и обводнение скважин привело к необходимости использования УЭЦН спустя 1,5 месяца после начала добычи нефти.
По состоянию на 01.01.1996 г. на участке RP-1 8 добывающих скважин были оборудованы УЭЦН фирмы REDA, мощности которых находились в пределах 25–50 КВт. УЭЦН работали в оптимальной по КПД (50–60 %) области с производительностью от 42 до 130 т/сут по жидкости. Температура жидкости на приеме насосов составила около 80 °С, давление на приеме насосов колебалось от 30 до 120 ат и в среднем находилось в пределах 50 ат. Абразивного износа УЭЦН не наблюдалось [101].
Средний межремонтный период скважин, оборудованных ЭЦН, составил 226 дней. На скважинах №№108, 109, 112 УЭЦН проработали соответственно по 626, 418 и 429 дней.
Одним из осложняющих факторов эксплуатации скважин RP-1 является наличие песка в продукции, хотя в начале эксплуатации выходов из строя ЭЦН не происходило.
Скважина №109 после 5,5 сут работы прекратила фонтанирование, и в дальнейшем эксплуатация скважины осуществлялась с помощью УЭЦН, спущенного в декабре 1995 г. В период с июля по октябрь 1996 г. и с января по сентябрь 1998 г. скважина находилась в простое. ЭЦН вышел из строя в марте 1999 г., проработав 418 дней. При извлечении УЭЦН в скважине была обнаружена песчаная пробка, выше приемного клапана на 5 м. Насос частично был забит песком, вал сломан.
Второй насос типа TD-450 фирмы ESP, спущенный в сентябре 1999 г., отработал только 55 сут, за этот период было отобрано всего 0,44 тыс. т нефти. Третий насос типа TD-450 спущен на глубину 1788 м в июле 2003 г.
Скважина была оборудована забойным фильтром в интервале 1964–2031 м. Установка вышла из строя в июне 2005 г. отработав 675,5 сут, за этот период было отобрано 10,3 тыс. т нефти.
С начала эксплуатации скважины УЭЦН отобрано 28,95 тыс. т нефти, МРП в среднем, составляет 383 сут.
Скважина №101 после 16 месяцев фонтанирования была переведена в апреле 1996 г. на механизированный способ эксплуатации при помощи УЭЦН с дебитом 86–95 т/сут. Во время ремонта по переводу на ЭЦН была обнаружена песчаная пробка, частично перекрывающая интервал перфорации.
В июле 1996 г. скважина была остановлена. В сентябре 1997 г. был произведен подъем ЭЦН и спущены НКТ с воронкой до глубины 2186 м.
При проведении капитального ремонта в сентябре 1999 г. с целью установки ЭЦН в скважине обнаружена песчаная пробка перекрывающая интервал перфорации (2210–2530 м). При промывке песчаной пробки имели место значительные поглощения промывочной жидкости (морская вода,
Конструкция наклонных скважин на месторождении «Белый Тигр» представлена на схеме (Рисунок 3.6).
На глубине 300–700 м набор зенитного угла характеризуется интенсивностью 7° на 100 м, на глубине 2300–3200 м наблюдается снижение зенитного угла с интенсивностью 2° на 100 м. В скважины с такой интенсивностью набора зенитного угла возможно опускать УЭЦН с производительностью до 200 м3/сут (обводненность до 85%). С дебитом до 500 м3/сут можно опускать УЭЦН в скважины, необводненные и имеющие диаметр эксплуатационной колонны не менее 194 мм.
Рисунок 3.6 – Схема конструкции наклонных скважин на месторождении
«Белый Тигр»
По результатам расчетов с учетом конструкции наклонных скважин был сформулирован вывод о том, что на месторождении «Белый Тигр» УЭЦН могут применяться только в скважинах с дебитом до 250 м3/сут и обводненностью до 70%.
3.6 Влияние температуры потока жидкости на приеме УЭЦН
на надежность ее эксплуатации
В конце 1990-х гг. на месторождении «Белый Тигр» продолжались опытно-промышленные испытания УЭЦН двух фирм: в основном фирмы REDA и в двух скважинах (№№506 и 67) фирмы ESP. По каталогу фирмы REDA рабочие температуры закупленных СП «Вьетсовпетро» УЭЦН варьируются в диапазоне от 93,3 до 232,2 °С в зависимости от исполнения [76] (Таблица 3.9).
Таблица 3.9 – Максимальные значения рабочей температуры по оборудованиям УЭЦН фирмы REDA
| Наименование оборудования | Насос | Протектор | Двигатель | Кабель |
| Тип | FL-CT | HTM-PFSB-HL | UT | REDA LEAD 1F |
| Максимальная температура, оС | 93,3 | 148,9 | 121,0 | 232,2 |
Во время испытаний УЭЦН выходили из строя по нескольким причинам. Практически все аварии возникали в электрических частях в результате короткого замыкания при попадании пластовой жидкости попадала в протектор или в двигатели. Другими возможными причинами возникновения аварийных ситуаций являлись некачественная продукция или влияние температуры.
Во время работы УЭЦН были записаны значения температуры с датчиков, находящихся под двигателем. В Таблице 3.10 приведены средние величины давления и температуры жидкости ниже двигателя, расположенного под насосом. Там же приведены результаты определения температуры двигателя в процессе работы.
Из таблицы видно, что температура двигателя во время работы по всем скважинам находится в зоне максимального значения рабочей температуры или выше нее. Например, по скважине №24 температура двигателя достигала 129 °С (максимальная допустимая величина температуры – 121 °С), а в скважине №63 – 120 °С. Остальные двигатели работали при температуре от 110 до 115 °С (за исключением у скважин 69/11 – 71,6 °С). Таким образом, все двигатели работали в неблагоприятных условиях, которые сильнее всего влияют на состояние электрических частей.
Таблица 3.10 – Средние показатели работы УЭЦН по скважинам месторождения «Белый Тигр»
| Номера скважин | Давление на приеме насоса, атм | Температура на приеме насоса, оС | Дебит жид- кости, м3/сут | Обводнен- ность, % | Дебит нефти, м3/сут | Температура двигателя, о С |
| 24 | 36 | 105 | 90 | 45 | 49,5 | 129 |
| 63 | 85 | 99 | 140 | 75 | 35,0 | 117 |
| 69/1 | 110 | 84 | 75 | 65 | 26,3 | 109 |
| 69/2 | 190 | 56 | 140 | 83 | 23,8 | 72 |
| 87 | 75 | 95 | 200 | 50 | 100,0 | 116 |
| 130 | 130 | 100 | 220 | 92 | 17,6 | 114 |
| 136 | 58 | 86 | 55 | 58 | 23,1 | 115 |
При использовании УЭЦН для эксплуатации скважин фундамента месторождения «Белый Тигр» температурные условия их работы ухудшались, т.е. в месте установки УЭЦН температуры иногда достигали 135–140 °С, так как средняя пластовая температура фундамента составляла 140–150 °С, температура пласта нижнего миоцена и нижнего олигоцена – 107–116 °С и 119–129 °С соответственно (Рисунок 3.7).
Ухудшение температурных условий работы двигателя УЭЦН (при норме 121°С фактическое значение составило 135–140 °С) привели к еще более быстрому выходу из строя электрических частей, т.е.снижению МРП работы скважин и надежности эксплуатации УЭЦН [76].
Рисунок 3.7 – Изменение температуры по глубине в зависимости от дебита скважин фундамента центрального блока (фактические данные по ГДИ)
3.7 Выводы по главе 3
-
Представлена хронология развития добычи нефти с помощью установок электроцентробежных насосов на месторождении «Белый Тигр». Показана недостаточно высокая надежность насосных установок фирмы REDA, работающих в скважинах нижнего миоцена, средняя наработка на отказ составила 267 сут. По результатам анализа причин выхода из строя УЭЦН во время испытаний установлено, что практически все аварии возникали в электрических частях при попадании пластовой жидкости в протектор или в двигатели, следствием чего было замыкание самого двигателя или силовых кабелей. Ухудшение температурных условий работы двигателя УЭЦН (при норма 121 °С, фактические значения 135–140 °С) приводили к еще более быстрому выходу из строя электрических частей. -
Результаты исследования работы УЭЦН фирмы REDA показали, что причиной слабой подачи электроцентробежного насоса являлся низкий коэффициент сепарации центробежного сепаратора при давлении на приеме насоса, равном 3,3 МПа. Стандартный ЭЦН при газосодержании флюида на приеме насоса 0,4–0,45 теряет половину от своей номинальной производительности. Эффективная работа электроцентробежных насосов возможна лишь при более высокой обводненности продукции скважины или при повышении давления на приеме до 5,5–6,0 МПа с увеличением глубины погружения насоса под динамический уровень. -
Проведенный анализ работы установок электроцентробежных насосов показал, что на месторождении «Белый Тигр» эксплуатационные колонны в основном состоят из труб размером 168×140 мм, и УЭЦН могут применяться только в скважинах с дебитом до 250 м3/сут и обводненностью до 70%. С дебитом до 500 м3/сут можно опускать УЭЦН в необводненные скважины с диаметром эксплуатационной колонны не менее 194 мм.
4 ОПЫТ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН» С ПОМОЩЬЮ УСТАНОВОК
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ
4.1 Эксплуатация скважин участка центрального
свода месторождения «Дракон» с помощью УЭЦН
На участке «Центральный свод» месторождения «Дракон» (RP-1) добыча нефти производится с декабря 1994 г. В фонтанный период скважины эксплуатировались с дебитом 32–69 т/сут. При испытании скв. №№ 101, 104, 106, 112, 116 RP-1 (RP – морская стационарная платформа на месторождении «Дракон») в их продукции были обнаружены единичные зерна кварца размером 0,4 мм, отнесенные к продуктивному горизонту.
Резкое падение пластового давления и обводнение скважин привело к необходимости использования УЭЦН спустя 1,5 месяца после начала добычи нефти.
По состоянию на 01.01.1996 г. на участке RP-1 8 добывающих скважин были оборудованы УЭЦН фирмы REDA, мощности которых находились в пределах 25–50 КВт. УЭЦН работали в оптимальной по КПД (50–60 %) области с производительностью от 42 до 130 т/сут по жидкости. Температура жидкости на приеме насосов составила около 80 °С, давление на приеме насосов колебалось от 30 до 120 ат и в среднем находилось в пределах 50 ат. Абразивного износа УЭЦН не наблюдалось [101].
Средний межремонтный период скважин, оборудованных ЭЦН, составил 226 дней. На скважинах №№108, 109, 112 УЭЦН проработали соответственно по 626, 418 и 429 дней.
Одним из осложняющих факторов эксплуатации скважин RP-1 является наличие песка в продукции, хотя в начале эксплуатации выходов из строя ЭЦН не происходило.
Скважина №109 после 5,5 сут работы прекратила фонтанирование, и в дальнейшем эксплуатация скважины осуществлялась с помощью УЭЦН, спущенного в декабре 1995 г. В период с июля по октябрь 1996 г. и с января по сентябрь 1998 г. скважина находилась в простое. ЭЦН вышел из строя в марте 1999 г., проработав 418 дней. При извлечении УЭЦН в скважине была обнаружена песчаная пробка, выше приемного клапана на 5 м. Насос частично был забит песком, вал сломан.
Второй насос типа TD-450 фирмы ESP, спущенный в сентябре 1999 г., отработал только 55 сут, за этот период было отобрано всего 0,44 тыс. т нефти. Третий насос типа TD-450 спущен на глубину 1788 м в июле 2003 г.
Скважина была оборудована забойным фильтром в интервале 1964–2031 м. Установка вышла из строя в июне 2005 г. отработав 675,5 сут, за этот период было отобрано 10,3 тыс. т нефти.
С начала эксплуатации скважины УЭЦН отобрано 28,95 тыс. т нефти, МРП в среднем, составляет 383 сут.
Скважина №101 после 16 месяцев фонтанирования была переведена в апреле 1996 г. на механизированный способ эксплуатации при помощи УЭЦН с дебитом 86–95 т/сут. Во время ремонта по переводу на ЭЦН была обнаружена песчаная пробка, частично перекрывающая интервал перфорации.
В июле 1996 г. скважина была остановлена. В сентябре 1997 г. был произведен подъем ЭЦН и спущены НКТ с воронкой до глубины 2186 м.
При проведении капитального ремонта в сентябре 1999 г. с целью установки ЭЦН в скважине обнаружена песчаная пробка перекрывающая интервал перфорации (2210–2530 м). При промывке песчаной пробки имели место значительные поглощения промывочной жидкости (морская вода,