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

По результатам работы УЭЦН на данной скважине можно сделать вывод о значительных возможностях форсированных отборов с помощью УЭЦН, дебит жидкости увеличился по средним значениям со 125 до 680 м³/сут. Преждевременный отказ УЭЦН не позволял однозначно говорить об эффективности форсированных отборов на высокообводненных скважинах фундамента месторождения «Белый Тигр» с целью снижения замещения нефти водой путем увеличения градиента давления на добываемые флюиды пласта. По результатам испытаний были выявлены некоторые особенности при эксплуатации УЭЦН, которые можно отнести как к плюсам, так и к минусам данного способа эксплуатации:

• 
  возможность увеличения дебита скважины при эксплуатации с помощью УЭЦН за счет дополнительной депрессии на пласт;
  
• 
  возможность сокращения расхода газлифтного газа за счет перевода высокообводненных скважин с газлифта на УЭЦН;
  
• 
  отсутствие необходимого резерва энергетической системы морских объектов при переходе на механизированный способ добычи нефти с помощью УЭЦН;
  
• 
  отсутствие специализированного оборудования для проведения контроля узлов УЭЦН перед отправкой в скважину и разбора УЭЦН после
  

эксплуатации с целью выявления причин отказы оборудования;

• 
  более низкий по сравнению с газлифтом межремонтный цикл;
  
• 
  невозможность проведения исследований и обработок призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин с УЭЦН;
  
• 
  ограничение запаса мощности электроэнергии на гидротехнических сооружениях (ГТС);
  
• 
  ограничение места по размещению наземного блока оборудования
  

(повышающего трансформатора и станции управления);

• 
  невозможность оперативного ремонта скважин с целью замены отказавших УЭЦН.
  

Невозможно исключить простой скважин по причине ожидания ремонта. После отказа УЭЦН на скважине потребуется время для выдвижения самоподъемной плавучей буровой установки на данную морскую платформу. При этом график ремонтов придется постоянно корректировать, поскольку планировать преждевременные отказы УЭЦН невозможно.

При наличии межремонтного периода, значительно более низкого по сравнению с газлифтными скважинами, потребуется увеличение количества подземных ремонтов, и, следовательно, кратно возрастет нагрузка на СПБУ.

Рекомендации при дальнейшем внедрении УЭЦН.

1. 
   Для решения некоторых вышеуказанных проблем предлагается применение конструкции ВСО: УЭЦН + газлифт, что позволит сократить простой скважины после отказа УЭЦН, переведя ее на эксплуатацию газлифтом.
   
2. 
   С целью решения проблемы проведения исследований и обработок
   

---

ПЗП без подъема УЭЦН рекомендуется использование, где возможно (ограничения по диаметру колонн), байпасной схемы Y-tool. Также данная схема позволит устанавливать газлифтные клапаны ниже подвески УЭЦН (для снижения точки ввода газа) в случае необходимости запуска скважины газлифтом.

В 2011 г. сотрудникамиООО «ИК «ИНТЭКО»» совместно с ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис»» впервые в мире были проведены промысловые геофизические исследования с действующим электроцентробежным насосом с применением систем байпасирования в скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм [8].

На первом этапе выполнялся анализ конструкции скважины, подбирался комплекс проводимых исследований и геофизических приборов, а также выбиралась система УЭЦН. Далее подбиралась конфигурация байпасной системы Y-Tool с учетом рассчитанных предельных нагрузок, воспринимаемых всей компоновкой при спуске, в соответствии с фактическим профилем скважины [79].

Следующим шагом был выбор способа доставки геофизических приборов на забой, после чего уточнялась конфигурация внутрискважинного оборудования и комплекс дополнительного оборудования для проведения операций. Так, в некоторых случаях требовалось применение НКТ меньшего диаметра над Y-Tool для упрощения процесса установки пробок и клапанов.

На заключительном этапе формировались рекомендации по составу компоновки спускового инструмента.

Сегодня байпасные системы Y-Tool активно применяются для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов с обеспечением возможности использования систем с резервными УЭЦН. Также с помощью байпасных систем можно проводить различные операции при работающих УЭЦН, включая геофизические исследования, обработку призабойной зоны пласта, изменение интервала перфорации, отбор проб с забоя скважины, закачку жидкости под давлением, изоляцию нижележащих зон скважины, защиту УЭЦН в режиме фонтанирования и управление циркуляционными муфтами (премиум-порты) в составе системы нижнего заканчивания [8, 79].

Преимущества проведения исследований с использованием системы YTool и УЭЦН включают в себя сокращение количества проводимых операций и сроков их выполнения, возможность проведения исследований без извлечения ВСО и изучения притока в работающей скважине.

---

3. 
   При заключении договоров с поставщиками УЭЦН обязательно необходимо оговаривать возможность сервисного обслуживания и ремонта или замены отказавших узлов.
   
4. 
   При наличии солеотложений (установленных по параметрам работы скважины после обработки) рекомендуется оснащение устья скважины установкой дозирования реагента (УДР) для предотвращения солеотложений в электроцентробежном насосе.
   
5. 
   При проведении работ по оснащению скважин УЭЦН обязательно выполнять поинтервальную опрессовку лифта НКТ (при спуске).
   
6. 
   После запуска скважины в эксплуатацию обязательно проводить работы по определению направления вращения с составлением соответствующих актов.
   

С целью урегулирования и нормализации некоторых вопросов по результатам анализа эксплуатации двух УЭЦН в 2013–2014 гг. и более ранний период на RP1 (месторождение «Дракон»), были разработаны два регламента по работе с УЭЦН:

1. 
   Руководящий документ «Регламент по производству работ по монтажу (демонтажу) УЭЦН и СПО на скважинах, оборудованных УЭЦН» (утвержден и принят к исполнению).
   
2. 
   Руководящий документ по вводу на режим и эксплуатации скважин, оснащенных УЭЦН (согласован с подразделениями и находится на утверждении).
   

Для решения вопроса возможности влияния форсированных отборов на процесс замещения продуктивных нефтяных интервалов водой предлагается продолжить внедрение УЭЦН на высокообводненных скважинах фундамента. Согласно контракта с фирмой Шлюмберже планировалась опытное внедрение установок ЭЦН на двух скважинах в конце 2018 г. Но изза задержек поставок оборудования фирмой, выполнение данного контракта было перенесено на 2019 г.

---

5.3 Выводы по главе 5

1. 
   Проведенный анализ работы скважин при переходе от газлифтного способа к добыче нефти с помощью УЭЦН показал значительные возможности форсированных отборов с помощью УЭЦН (дебит жидкости увеличился по средним значениям со 125 до 680 м³/сут). Однако преждевременный отказ УЭЦН не позволил однозначно говорить об эффективности форсированых отборов на высокообводненных скважинах фундамента с целью снижения замещения нефти водой путем увеличения градиента давления на добываемые флюиды пласта.
   
2. 
   По результатам работы скважин месторождения «Белый Тигр» при переходе от газлифтного к механизированному способу добычи нефти с помощью УЭЦН для решения вопроса возможности влияния форсированных отборов на процесс замещения продуктивных нефтяных интервалов водой было предложено продолжить внедрение УЭЦН на высокообводненных скважинах фундамента с целью проведения исследований. При этом рекомендовано скважины с электроцентробежным насосом оснащать газлифтными мандрелями для возможной эксплуатации газлифтом на период неработоспособности насоса, а также в других случаях (во время пуска, расклинки, снижения нагрузки).
   

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. 
   На основании собранного и исследованного материала воссоздана целостная историческая картина развития добычи нефти насосными установками. Общими недостатками способов механизированной добычи с помощью СШНУ и ГПНУ являются неустойчивость к повышенному содержанию газа и механических примесей, неудовлетворительная работа в наклонно направленных и искривленных скважинах, а также сложность в обслуживании. Гидропоршневыми установками с закрытой циркуляцией рабочей жидкости (воды с присадками) успешно эксплуатируются скважины с небольшим газовым фактором. Установки СШНУ используются в основном при добыче нефти из мало- и среднедебитных скважин, имеют громоздкий, металлоемкий поверхностный привод, требующий значительных капитальных затрат, высокие трудозатраты и эксплуатационные затраты на электроэнергию.
   
2. 
   Многолетний опыт эксплуатации установок электроцентробежных насосов показывает, что УЭЦН применяются при добыче нефти из средне- и высокодебитных скважин, имеют высокую стоимость. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах энергетические затраты на установку относительно невелики. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
   

---

Применение газовых сепараторов позволяет значительно улучшить эффективность работы УЭЦН. При этом наиболее перспективным является газосепаратор центробежного типа, позволяющий 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%.

3. 
   Проведенные опытно-промышленные испытания гидропоршневых насосов типа УГН 100-200-18 на месторождении «Белый Тигр» в 1988 г. доказали возможность использования ГПНУ при отборах 30–50 м³/сут высокообводненной жидкости при отсутствии газа на приеме насоса и при температурах откачиваемых жидкостей ниже 100 °С. Для условий месторождений СП «Вьетсовпетро» с высокой газонасыщенностью нефтей, низким и средним коэффициентами проницаемости коллекторов и работой скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, их широкое применение нецелесообразно.
   
4. 
   Представлена хронология развития добычи нефти с помощью установок электроцентробежных насосов на месторождениях СП «Вьетсовпетро». Показана недостаточно высокая надежность насосных установок фирмы REDA, работающих в скважинах нижнего миоцена. По результатам анализа причин выхода из строя УЭЦН во время испытаний установлено, что практически все случаи аварии были из-за электрических частей. Ухудшение температурных условий работы двигателя УЭЦН (при норме 121 °С, фактические значения составляют 135–140°С) привели к еще более быстрому выходу из строя электрических частей.
   
5. 
   Проведенный анализ работы установок электроцентробежных насосов показал, что большое количество свободного газа, поступающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти уже в колонне, существенно затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. Причиной слабой подачи электроцентробежного насоса является низкий коэффициент сепарации центробежного сепаратора при давлении на приеме насоса, равном 3,3 МПа, а при газосодержании флюида на приеме насоса 0,4–0,45 стандартный ЭЦН теряет половину от своей номинальной производительности. Эффективная работа электроцентробежных насосов возможна при повышении давления на приеме до 5,5–6,0 МПа за счет увеличения глубины погружения насоса под динамический уровень.
   

УЭЦН могут применяться только в скважинах с дебитом до 250 м³/сут и обводненностью до 70%. С дебитом до 500 м

---