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

, мог попадать на вход верхней секции, что приводило к увеличению содержания свободного газа на входе верхних секций [129].



Рисунок 3.3 – Изобретатель газосепаратора П.Д. Ляпков

В результате анализа материалов испытании газосепараторов ГСП5-130 Н.А. Евграфовым было установлено, что при газосодержании у входа в газосепаратор до 0,5 происходит достаточно полная сепарация газа из жидкости. При газосодержании более 0,5 сепарация газа была только частичной, о чем можно судить по снижению подачи и напора насоса по сравнению с расчетными [116, 129].

Стандартный ЭЦН при газосодержании флюида на приеме насоса 0,4– 0,45 теряет половину от своей номинальной производительности. Эффективная работа насосов данного типа 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. Последнее является весьма проблематичным для условий месторождения «Белый Тигр» из-за значительных глубин скважин, низких коэффициентов продуктивности и необходимости спуска УЭЦН на значительную глубину.

К 01.11.1991 г. дебит скважины стабилизировался на уровне 80 м³/сут при давлении на приеме 3,3–3,2 МПа и при обводненности продукции 35%, затем начался медленный рост давления на приеме, дебита скважины и процента обводненности. К 01.01.1992 года дебит скважины возрос до 85 м³/сут при давлении на приеме 4,0 МПа и обводненности продукции 40%.

Другим вариантом повышения эффективности работы ЭЦН в условиях месторождения «Белый Тигр» является применение дополнительных конструктивных решений в внутрискважинном комплексе – использование диспергаторов или компоновка схемы дополнительными рабочими колесами большей производительности, работающими в режиме компрессора.

Для проведения испытаний первоначально было закуплено два комплекта УЭЦН а затем, после пуска их в эксплуатацию было закуплено еще 3 комплекта.

На 01.11.1992 г. на месторождении было оборудовано установками ЭЦН REDA 5 скважин: №24 на МСП-1, №№63 и 69 на МСП-3, №87 на МСП-4 и №136 на МСП-6. Далее приводится анализ состояния работы установок с даты пуска их в эксплуатацию.

Анализ работы скважин, эксплуатирующихся с ЭЦН, показал, что из пяти спущенных в скважины УЭЦН REDA на 1 декабря 1992 г. в эксплуатации находился лишь один насос. Гарантийный срок эксплуатации (12 месяцев) выдержала лишь одна из прекративших работу установок (в скважине №24), эксплуатировавшаяся с

---

заниженными технологическими параметрами, не соответствующими паспортной характеристике. Необходимо было установить причину отказов установок, и на основе анализа после их извлечения из скважин установить целесообразность продолжения испытаний с целью обоснования возможной области эффективного применения УЭЦН на месторождении «Белый Тигр» [49].

По состоянию на 01.12.1993 г. на месторождении «Белый Тигр» было оборудовано установками ЭЦН REDA 3 скважины: №63 на МСП-3, №130 на МСП-4 и №136 на МСП-6 (3 УЭЦН в скважинах №№24, 69 и 87 вышли из строя и извлечены из скважин). Далее приводится анализ состояния работы установок с даты пуска их в эксплуатацию (Таблица 3.6).

Скважина № 24. С даты пуска ЭЦН в эксплуатацию, с 20 марта 1991 г. по 31 марта скважина работала с дебитом 86–95 т/сут при устьевом давлении 1,0–1,2 МПа и с давлением на приеме насоса в 5,5–-4,8 МПа. Напор, развиваемый насосом при дебите 86 т/сут жидкости и при 35% обводненности продукции, не превышал 1700 м даже при отсутствии газа в потоке откачиваемой жидкости.

Таблица 3.6 – Показатели работы УЭЦН на месторождении «Белый Тигр» (по состоянию на 01.12.1993г.)

№ п/п	Параметры	Скважины
		24	87	69	63	136	130
1.	Объект разработки	НМ	НМ	НМ	НМ	НМ	НМ
2.	Тип УЭЦН	DN-1300	DN-1750	DN-610	DN-1300	DN-1000	DN-1300
3.	Мощность, кВт	45	66	26	56	26	56
4.	Число ступеней	406	349	230	406	172	406
5.	Глубина спуска (по стволу), м	2399	2158	2133	2126	2143	2150
6.	Дата пуска в эксплуатацию	20.03.91	10.01.92	14.03.92	20.03.92	07.03.92	04.11.93
7.	Отработано на 01.12.1993г. дней	509	247	313	240	55	22
8.	Добыча нефти, т	21396	25877	6893	8207	376	550
9.	Дата остановки УЭЦН	09.09.92	19.09.92	05.02.93	22.11.92	30.04.92	работает
10.	Дата подъема УЭЦН	10.01.93	22.12.92	03.03.93	17.12.92	29.04.93	работает

---

К 01.11.1991 г. дебит скважины стабилизировался на уровне 60 т/сут при давлении на приеме 3,3–3,2 МПа и при обводненности продукции 35%, затем начался медленный рост давления на приеме, дебита скважины и процента обводненности. К 01.01.1992 г. дебит скважины возрос до 74 т/сут при давлении на приеме 4,0 МПа и обводненности продукции 40%. Однако в дальнейшем, несмотря на рост давления на приеме до 4,2 МПа, обводненности до 50%, дебит скважины начал снижаться, что свидетельствует об ухудшении характеристики УЭЦН. В середине июня 1992 г. вышли из строя датчики давления и температуры, производительность насоса продолжала снижаться, и 9 сентября 1992 г. УЭЦН вышла из строя. Установка проработала в скважине 509 суток, и за этот период насосом было добыто 21396 т нефти.

Скважина №87. Горизонт 23 нижнего миоцена северного свода, интервал перфорации 2882–2910 м. Пластовое давление на январь 1992 г. – 21,7 МПа, скважина простаивала в бездействии.

Двухсекционный УЭЦН типа DN-1750, 349 ступеней и DN-2150 – 54 ступени 10 января 1992 г. спущен на глубину 2158,7 м (по стволу), абсолютная глубина спуска – 2088 м. Под насосом имеется центробежный сепаратор. Номинальная производительность 91–207 т/сут нефти при напоре 2100-1450 м. После пуска УЭЦН в эксплуатацию, начальная производительность и развиваемый напор соответствовали паспортной характеристике. Насос подавал 288 т/сут жидкости при напоре 1550 м. Однако за 6 месяцев работы произошло снижение подачи насоса с 288 до 194 т/сут, т.е. на 33%. Развиваемый напор снизился до 1340 м или 14%, несмотря на высокое давление на приеме насоса и снижение газонасыщенности с 0,23 до 0,126 из-за роста обводненности продукции скважины. В дальнейшем дебит скважины продолжал снижаться и к дате прекращения подачи 19.09.1992 г. (из-за попадания пластовой жидкости в протектор) составлял 164 т/сут. УЭЦН проработал 251 сут и за этот период было добыто 25877 т нефти.

Скважина №69. Горизонт 23 нижнего миоцена северного свода, интервал перфорации 2939–2987 м. Пластовое давление на март 1992 г. – 23,2 МПа. К началу спуска УЭЦН скважина фонтанировала с дебитом 30–39 т/сут при обводненности продукции 62%. Ввиду непроходимости НКТ в скважине за время ее эксплуатации не проводились гидродинамические исследования и из-за отсутствия исходных данных по пластовым параметрам, подбор типа УЭЦН по производительности и напору оказался не соответствующим добывным возможностям скважины. В скважину

14.03.1992г. был спущен УЭЦН типа DN-610, 176 ступеней, с номинальной производительностью 40–87 т/сут и развиваемым напором 1125–1740 м на глубину 2133 м (по стволу), абсолютная глубина подвески насоса 2008 м. УЭЦН с начала пуска в эксплуатацию стабильно подавал расчетный объем жидкости 60-65 т/сут при обводненности продукции 60%. Коэффициент продуктивности скважины, равный 13 т/сут⋅МПа, оказался значительно выше предлагаемого 8 т/сут⋅МПа, принятого при расчетах. Из скважины возможен

---

больший отбор жидкости при замене насоса на более высокопроизводительный, хотя и у работающего насоса имеется резерв для увеличения отбора жидкости до 77 т/сут. Однако отбор по скважине был ограничен из-за высокой обводненности продукции. В начале февраля 1993 г. установка вышла из строя из-за короткого замыкания у головки соединения мотора, проработав 313 сут, за этот период добыто 6893 т нефти. После извлечения насоса и проведения его капитального ремонта с 20.09.93 г. скважина стала работать в режиме фонтанирования с увеличением дебита до 52 т/сут по жидкости и уменьшением обводненности продукции до 20% по сравнению с соответствующими параметрами до установки насоса.

Скважина №63. Горизонт 23 нижнего миоцена северного свода, интервал перфорации 2880–2918 м. Пластовое давление на март 1992 г. составляло 20,0 МПа, скважина простаивала в бездействии, 20.03.1992 г. в скважину была спущена УЭЦН типа DN-1300, 406 ступеней, с номинальной производительностью 91–182 т/сут и развиваемым напором 2170–1200 м на глубину 2126 м (по стволу), абсолютная глубина подвески насоса составляла 2018 м.

С момента пуска скважина работала стабильно с дебитом 130 т/сут с обводненностью продукции 70%. С начала пуска УЭЦН в эксплуатацию, в течение первых 3-х месяцев наблюдался рост динамического уровня в скважине, напор у приема насоса возрос с 5,0 до 8,0 МПа и стабилизировался. Неизменность процента обводненности при росте динамического уровня свидетельствует об очистке призабойной зоны и улучшении фильтрационных свойств коллектора в процессе эксплуатации после длительного простоя. УЭЦН работала с высоким устьевым давлением (4,0 МПа), отбор был ограничен. Как скважина, так и УЭЦН имели резерв в увеличении отбора продукции до 172 т/сут. В середине ноября 1992 г. установка вышла из строя из-за попадания пластовой жидкости в протектор, аварии и падения на забой корпуса и статора. Было проработано 240 сут и добыто 8207 т нефти, 20.12.1992 г. в скважину была спущена новая установка ЭЦН REDA типа DN-1300 (406 ступеней) на глубину 2003 м (по стволу); абсолютная глубина подвески насоса 1975 м. С момента пуска скважина работала с завышенным дебитом по жидкости 146 т/сут по сравнению с предыдущей УЭЦН из-за восстановления давления. С апреля 1993 г. скважина стабильно работала с дебитом по жидкости 120–129 т/сут с обводненностью продукции 70%; за этот период буферное давление выросло с 1,8 до 3,4 МПа. По состоянию на 01.12.1993 г. за 306,5 суток было добыто 11244 т нефти (Рисунок 3.4).

---

В середине января 1994 г. (19.01.1994 г.) установка вышла из строя из-за нарушения изоляции. По состоянию на 01.02.1994г. за 356,75 сут было добыто 13056 т нефти.

Скважина №136. Горизонт 23 нижнего миоцена северного свода, интервал перфорации 3035–3068 м. Пластовое давление на март 1992 г. составляло 26,8 МПа, скважина до перевода на механизированную добычу, фонтанировала с дебитом 47 т/сут при обводненности продукции в 40%. В скважину 07.03.1992 г. была спущена УЭЦН типа DN-1000, 172 ступени, с номинальной производительностью 186–120 т/сут и развиваемым напором 990–760 м на глубину 2142,8 м (по стволу), абсолютная глубина подвески насоса 2010 м.

Однако подобранная фирмой УЭЦН не полностью соответствовала условиям скважины №136 месторождения «Белый Тигр» и не обеспечивала расчетную производительность.



Рисунок 3.4 – Динамика эксплуатации скважины № 63 с помощью УЭЦН DN-1300 (406 ступеней) по состоянию на 01.12.1993 г.

Скважина эксплуатировалась 55 дней, за это время было добыто 375 т нефти. Скважину остановили для замены УЭЦН, и 2 мая 1993 г. в скважину на глубину 2136 м (по стволу) была спущена УЭЦН типа DN-610 (305 ступеней) с номинальной производительностью 43–86 т/сут и развиваемым напором 1950–1280 м. Абсолютная глубина подвески насоса 1969 м. С этого времени скважина заработала с дебитом по жидкости 40 т/сут и обводненостью продукции 65–70 %. Со временем дебит скважины повысился до 60 т/сут, обводненность уменьшилась до 65%, устьевое давление увеличилось с 1,0 до 1,5 МПа. Это свидетельствует об очищении ПЗП и восстановлении фильтрационных свойств коллектора после длительного простоя. По состоянию на 01.02.1994 г. за 263 сут работы добыто 4460 т нефти при обводненности продукции 65–70 % (Рисунок 3.5).

Горизонт 23 нижнего миоцена северного свода, интервал перфорации 3038,5–3068,5 м. Пластовое давление на май 1993г. – 21,5 МПа, скважина до перевода на механизированную добычу фонтанировала с дебитом по жидкости 144-161 т/сут, обводненность продукции 70–82 %.



Рисунок 3.5. – Динамика эксплуатации скважины № 136 с помощью УЭЦН DN-610 (305 ступеней) по состоянию на 01.12.1993 г.

В скважину с 04.11.1993 г. была спущена УЭЦН REDA типа DN-1300, 406 ступеней, с номинальной производительностью 120–189 т/сут и развиваемым напором 2030–1055 м на глубину 2150 м (по стволу), абсолютная глубина подвески насоса 1960 м.

---