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

По результатам эксплуатации скважин на RP-1 с помощью УЭЦН можно сделать следующие выводы.

1. 
   Во всех скважинах использовались однотипные установки TD-450
   

(ESP) с рекомендуемыми рабочими зонами по напорной характеристике 50– 70 м³/сут. В скважины №108 и 109 были спущены широкополосные установки типа DN 440 (REDA) с рабочей зоной 13–73 м³/сут.

2. 
   На всех скважинах производительность установок ограничивалась штуцерами, что допускается при работе УЭЦН в качестве временной меры при выводе на режим или с целью экономии затрат на проведение ремонтов при смене УЭЦН.
   
3. 
   КПД эксплуатируемых установок находился в пределах 22–45 % и в среднем составлял 32%. Низкий КПД установок на скважинах №101, 106, 108 объяснялся использованием УЭЦН большей производительности, чем необходимо в соответствии с притоком из пласта. Скважины №101, 108, 106 работали с постоянным доливом жидкости в затрубное пространство по байпасу. Рекомендовалось на этих скважинах использовать широкополосные установки типа УЭЦН фирмы REDA DN-280 (рабочий диапазон 13–66 м³/сут) или DN-440 (рабочий диапазон 13–73 м³/сут).
   

Помимо конкретных замечаний по режимам работы скважин RP-1, можно сделать общий вывод в том, установки показали продолжительную наработку (в среднем 750 сут), поскольку находились в относительно щадящих условиях: температура на глубине подвески не превышала 90 ^оС (с учетом нагрева двигателя она достигала 110–120 ^оС), вынос песка в значительных количествах не происходил по причине небольших депрессий, влияние газа не превышало возможности скважинного газосепаратора.

Известно, что содержание газа в жидкости существенно влияет на работу центробежного насоса [39]. Применение газовых сепараторов позволяет значительно улучшить эффективность работы УЭЦН. При этом наиболее перспективным является газосепаратор центробежного типа. Центробежные газосепараторы позволяют отсепарировать газ из поступающей в насос скважинной продукции до безопасной для насоса величины при объемной доле свободного газа в продукции перед входом в газосепаратор до 70%.

Рассмотренные конструкции газосепараторов обладают рядом недостатков, основными из которых являются: слабая закрутка потока газожидкостной смеси в завихрителе, малая производительность, недостаточная надежность. В связи с этим следует считать актуальным поиск более эффективных, надежных и высокопроизводительных по жидкости конструкций газосепаратаров [34, 35].

---

Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам было установлено, что ступень насоса ЭЦН6-160 (наружный диаметр насоса 114 мм, подача 160 м³/сут) при содержании воздуха в воде 3% снижает напор на 40% и КПД на 15%, при 4%-ном содержании воздуха ступень прекращает подачу. Ступень с подачей 700 м³/сут такого же диаметра срывает подачу при 10%-ном содержании воздуха. Ступень насоса с подачей 250 м³/сут (наружный диаметр корпуса насоса 103 мм) прекращает подачу при 6%-ном содержании воздуха. Установлено, что чувствительность отдельных типов ступеней насосов, в том числе в зависимости от диаметра и подачи, к влиянию газа различна [34, 35, 106].

Для создания ступеней погружных насосов, менее подверженных вредному влиянию газа и в то же время имеющих характеристики не хуже, чем у обычных, в ОКБ БН были проведены научно-исследовательские и экспериментальные работы со ступенями на подачу 80; 130; 200; 250; 300 и 700 м³/сут (диаметр корпуса насоса 92, 103 и 114 мм), в результате которых установлено, что наиболее перспективными могут быть бездисковые (открытые) рабочие колеса [13].

Проведенные исследования ступеней с рабочими колесами открытого типа позволили создать погружные центробежные насосы, способные работать на газожидкостных смесях и жидкостях повышенной вязкости лучше, чем насосы, имеющие обычные рабочие колеса. Технологический процесс изготовления рабочих колес открытого типа методом штамповки значительно проще и дешевле литья.

В 1992 г. в ГАНГ им. И.М. Губкина был создан газосепаратор нового поколения (В. И. Игревский, А. Н. Дроздов, И. Т. Мищенко), в котором разделение газа и жидкости начинается и происходит в основном в силовой ступени. Во вращающейся камере разделения этот процесс заканчивается.

Таким образом, использование центробежного принципа сепарации в новом газосепараторе сохраняется, но носит вспомогательный характер [56].

Это позволило конструкторам Лебедянского машиностроительного завода существенно упростить конструкцию газосепаратора и примерно вдвое уменьшить его длину а, соответственно, и массу по сравнению с ранее серийно выпускаемым газосепаратором типа МНГ. При этом была существенно повышена эффективность сепарации газа.

По состоянию месторождения «Белый Тигр» на 01.01.2012 г. по залежи нижнего миоцена общий фонд скважин составил 13 скважин. Добывающий фонд – 9 скважин, все скважины №101б, 104б, 105, 106, 108, 109б, 110, 112, 117б находились на конец года в действующем фонде. Эксплуатация скважин проводилась при помощи электроцентробежных насосов [5].

---

При использовании имеющихся в наличии однотипных УЭЦН типа ТД450 ESP или DN 440 REDA обеспечить их работу с параметрами, лежащими в рабочей зоне (рекомендуемый оптимальный режим) напорных характеристик возможно было только на четырех скважинах (скв. №№ 104Б, 105, 110 и 112). В остальных, из-за слабого притока из пласта, УЭЦН вынуждены былы работать с заниженными КПД. Четыре скважины (скв. №№101б, 108, 109б и 117б), из-за критического снижения динамического уровня вынуждены были работать с перепуском по байпасу и с постоянным доливом жидкости в затрубное пространство. На скважинах с потенциально высоким притоком жидкости из пласта вынужденно ограничивались отборы жидкости штуцированием по причине возможных пескопроявлений, так же снижая КПД установок.

Отказы УЭЦН и трудности с проведением своевременных КРС привели к длительным простоям скважин и значительным недоборам нефти по данному объекту, поэтому возникла проблема выбора оптимального способа механизированной добычи нефти на данном участке.

В связи с этим в 2013 г. сотрудниками отдела добычи нефти и газа (ОДНГ) НИПИморнефтегаз в соответствии с рабочей программой НИР II.7 была выполнена работа «Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации нефтедобычи» (А.Н. Иванов, А.С. Кутовой, Н.К Зунг и др.).

В 2013 г. доля добычи нефти с помощью УЭЦН снизилась до 0,1%, поскольку в отчетном году был реализован «Проект реконструкции технологического комплекса RP-1 при переводе скважин на газлифтный способ эксплуатации», утвержденный в 2011 г. Все добывающие скважины RP-1 месторождения «Дракон», ранее работающие с помощью УЭЦН, были переведены на газлифт (за исключением ликвидированной скважины №110 и переведенной в ППД скважины №108). В результате уровни добычи нефти с помощью УЭЦН снизились в 2013 г. по отношению к 2012 г. на 63,8% [5].

---

4.2 Причины пескопроявлений на скважинах и предложения по вводу скважин в эксплуатацию

Участок Центральный Дракон характеризуется низкими значениями продуктивности скважин и обводненностью продуктивных пластов, и это основные факторы выбытия скважин из эксплуатации. Для повышения эффективности использования фонда необходимы мероприятия по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию.

При отсутствии коммуникаций для газлифтной эксплуатации скважины переводились на способ добычи нефти с помощью УЭЦН. Первоначально использовались установки фирм REDA, ESP и CENTRILIFT, мощность которых составляла 25–50 КВт. УЭЦН работали в оптимальной области c КПД 50–60 %, с дебитами 42–130 т/сут по жидкости.

На начальном этапе эксплуатации УЭЦН на месторождении «Дракон» одним из осложняющих факторов явилось наличие песка в продукции скважин, что приводило к заклиниванию УЭЦН, износу внутренних аппаратов и соответственно преждевременному выходу насосов из строя, т.к. продуктивные пласты сложены слабосцементированными песчаниками [28, 65, 67, 72]. Вынос песка в ствол скважины происходил при фильтрации жидкости в результате разрушения рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны при определенных величинах градиента давления или скорости фильтрации. Дополнительные сложности связаны со снижением пластового давления на месторождении «Дракон» ниже гидростатического, что приводило к неэффективным промывкам. При этом песок полностью не выносился, оседая в кавернах и оставаясь во взвешенном состоянии из-за низких скоростей восходящего потока, что приводило к образованию песчаных пробок.

Для защиты внутрискважинного оборудования ограничились спуском противопесочных фильтров собственной конструкции, которые на практике решали проблему не полностью.

Для борьбы с образованием песчаных пробок применяются следующие методы [134]:

1. 
   Регулирование отбора жидкости из скважины.
   
2. 
   Использование защитных приспособлений у башмака насоснокомпрессорных труб или у приема глубинного насоса.
   
3. 
   Вынос поступающего песка на дневную поверхность.
   
4. 
   Периодическая промывка песчаных пробок в скважинах.
   
5. 
   Использование специальных фильтров для предупреждения поступления песка в скважину или различных цементирующих веществ для закрепления пород призабойной зоны.
   

На месторождении «Дракон» продуктивные пласты сложены слабоцементированными песчаниками

---

, поэтому при определенных отборах жидкости из пласта происходит поступление песка в скважину. В начале пуска скважины дебит максимален, однако по мере отложения крупных частиц песка в зумпфе и в интервале перфорации происходит снижение дебита до определенной величины, т.е. фильтрация жидкости достигает такой величины, когда поступление песка в скважину прекращается до минимума [28, 72].

Сравнивая скорость восходящего потока жидкости в эксплуатационной колонне и скорости падения частиц песка в нефти, можно отметить, что даже максимальный дебит в скважине с колонной ∅140 мм не обеспечивает полного выноса песка из скважины, что соответственно приводит к образованию песчаных пробок и значительному выносу песка с более мелкими фракциями.

Для определения концентрации выноса песка при разных депрессиях необходимо было провести исследования по следующей схеме:

1. 
   Спустить в одну из скважин центрального участка месторождения «Дракон» УЭЦН REDA DN-450, 440 ступеней, мощность насоса 25 кВт.
   
2. 
   Обвязать затрубное пространство по схеме, показанной на Рисунке 4.1 для регулирования величины забойного давления, чтобы определить поступление песка в скважину на разных депрессиях, путем отбора проб на устье.
   
3. 
   На основании полученных результатов исследований сделать подбор погружного центробежного электронасоса при ограниченном отборе жидкости из скважины.
   

Предварительные расчеты, основанные на анализе дебитов за весь период эксплуатации скважин на RP-1 месторождения «Дракон» дают основание выбрать насосное оборудование, указанное в Таблице 4.2.

В зависимости от характера пескопроявлений можно рекомендовать следующие конструкции различных фильтров и песочных якорей, устанавливаемых под приемом насоса [28, 72].



Рисунок 4.1 – Работа УЭЦН с подливом нефти в затрубное пространство

Таблица 4.2 – Выбор насоса в зависимости от добычи жидкости

	№ п/п	Номера скважин	Объем жидкости, т/сут	Марка насоса
	1.	101	35-40	DN-280
	2.	104	40-45	DN-280
	3.	105	40-45	DN-280
	4.	106	60-65	DN-400
	5.	108	50-55	DN-400
	6.	109	40-45	DN-280
	7.	112	45-50	ТD-650
	8.	115	40-45	DN-280
	9.	116	45-50	DN-610
	10.	110	80-1000	ТD-650

---