CC BY
61ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
А.н. дроздов, А.в. деньгаев, в.с. вербицкий, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в.А. литвиненко, и.в. Грехов, р.в. сахнов, ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»
эксплуатация скважин, оборудованных уэцн, на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами
Эксплуатация скважин в ООО «Роснефть-Пурнефтегаз» относится к категории добычи углеводородного сырья из пласта с трудноизвлекаемыми запасами, которые характеризуются высокими значениями газового фактора нефтей (до 10 000 м3/м3). При этом значительная доля скважин, оборудованных электро-центробежными насосами (ЭЦН), эксплуатируется при высоких значениях входного газосодержания (fieJ, что приводит к существенному снижению развиваемого давления и подачи. Нередки случаи, когда повышенное газосодержание на приеме насоса приводит к срыву подачи насоса.
В существующих условиях установки зачастую работают в периодическом режиме в связи с частыми отключениями по ЗСП. При этом периодическая эксплуатация скважин характеризуется потерями в добыче нефти, преждевременными отказами погружного оборудования и другими осложнениями. Изменение подачи жидкости, газосодержания и доли попутной воды в добываемой продукции происходит на участке «забой-прием погружного оборудования», и эти процессы продолжаются на различных участках добывающей системы «скважина-УЭЦН». При периодическом режиме эксплуатации малодебитных скважин важную роль играет процесс восстановления давления в скважине, так как в насоснокомпрессорных трубах наблюдается неравномерное распределение газа по длине, что может приводить к сложностям при повторном запуске погружного насоса и сопровождаться частыми срывами подачи установки. Для предотвращения вышеуказанных проблем на практике производят искусственную промывку насоса дегазированной жидкостью. Помимо вредного влияния свободного газа, на работу УЭЦН могут оказывать негативное воздействие
и другие категории осложнений: вынос механических примесей из прискважинной зоны пласта и выпадение солей на поверхности оборудования и эксплуатационной колонны в месте подвески погружного электродвигателя. Периодический фонд скважин с такими осложняющими факторами подвержен большему риску преждевременного выхода из строя погружного оборудования по отношению к скважинам со стационарным режимом эксплуатации при прочих равных условиях.
Из-за нестабильного режима эксплуатации скважин происходят периодические прорывы газа в выкидную линию, при этом в замерную установку поступает большое количество газа, затем оно снижается, причем замер величины дебита в этот момент может существенно измениться и т.д. Данный процесс можно наблюдать при отборе пробы из выкидной линии, в некоторый момент времени происходит прорыв газа, затем появляется поток жидкости, через несколько минут поступает газ и такая цикличность продолжается до момента остановки скважины. В соответствии с этим периодический характер поступления жидкости и газа на пункт замерной установки предъявляет от-
дельные требования к методике измерения, т.к. замеряемый дебит жидкости для малодебитных скважин при циклических изменениях может давать существенные погрешности.
Эксплуатация скважин на стационарных режимах позволяет исключить внезапное разгазирование или растворение газа в жидкости, при этом повышается точность измерений дебита жидкости и газа, давления на приеме и других технологических параметров, снижается интенсивность выпадения парафина, смол, выпадение солей, кроме того, экспериментальные исследования в ООО «РН-Юганскнефтегаз» /1/ показали на существование процесса залпового характера выноса механических примесей при запусках насосной установки или при увеличении частоты вращения вала электродвигателя.
Перевод скважин на периодическую эксплуатацию всегда связан с потерей некоторого количества продукции по сравнению с тем количеством, которое могло быть получено при непрерывной эксплуатации. Это объясняется тем, что среднеинтегральная депрессия при периодической эксплуатации всегда меньше депрессии при непре-
рывной эксплуатации при прочих равных условиях /2/.
Рациональная эксплуатация малодебитно-го фонда скважин на стационарных режимах в настоящее время является одной из первостепенных задач не только для одной компании, но и для всей нефтедобывающей промышленности России. Важным моментом при эксплуатации малодебитного фонда скважин установками ЭЦН является подбор оборудования и режима эксплуатации. Рассмотрим подробно одну из проблем подхода производителей погружного оборудования на соответствие паспортных характеристик с фактическими эксплуатационными показателями насосных установок. Вследствие развития процесса интенсификации добычи нефти наблюдается тенденция к увеличению глубины спуска насосного оборудования и повышению напорности ЭЦН, при этом возрастает и потребляемая мощность. Работа ЭЦН в области малых подач и низких КПД приводит к повышению температуры перекачивающей жидкости и перегреву удлинителя кабеля.
Стоит отметить, что в настоящее время ассортимент погружного оборудования в России достаточно разнообразен по напорно-энергетическим характеристикам, но далеко не всегда погружное оборудование способно эффективно работать в сложившихся условиях эксплуатации скважин. Исходя из условия оптимальности энергетической характеристики ЭЦН (максимальные значения КПД насоса), в первом приближении можно принять, что оптимальная зона работы ЭЦН составляет: 0,75*£?опт<£><1,25*бопт. При этом в левой части характеристики (б < 0,7*бопт) возможно кратное увеличение уровня вибрации насоса / 3 /, а в правой части насос работает с повышенными мощностными затратами, при этом происходит износ рабочих ступеней, нагрев пластовой продукции и ухудшение условий охлаждения погружного электродвигателя.
Наиболее распространенные типоразмеры насосной установки для малодебитного фонда скважин в отечественном производстве относятся к ЭЦН5-25 и ЭЦН5-30. Рассмотрим напорно-энергетическую характеристику насоса ЭЦН5-30 одного из российских заводов-изготовителей (рис. 1), причем данный типоразмер насоса используется в 160 скважинах ОАО «НК «Роснефть». Номинальная подача насоса (бном=30 м3/сут) значительно отличается от оптимальной (2опт= 65 м3/сут) (рис. 1). На
* II Я М U № It Ч » И in II"
Q. jM'/tyr]
Рис. 1 Напорно-энергетическая характеристика серийно выпускаемого ЭЦН5-30 ^ = 100 ступеней, п = 2910 об/мин)
50 _3/
Рис. 2 Структура фонда скважин, оборудованных УЭЦН в ОАО «НК «Роснефть»
МОДУЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
ООО «САУЛИТ-ИНЖИНИРИНГ»
111141, Россия, г. Москва, ул. Кусковская, Д.20А, оф. А201 Тел./факс: + 7 (495) 727-05-15 E-mail: info@saulit.ru, Web-сайт: http://www.saulit.ru
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Рис. 3 Напорно-энергетические характеристики ЭЦН5-50(59, 60) по отечественным заводам-изготовителям ^ = 100 ступеней, п = 2910 об/мин)
Рис. 4 Напорные характеристики 22-ступенчатого насоса 2ЭЦНП5-50, для различных величин газосодержания на входе в насос (вх) с шагом в 1%, при работе на газожидкостной смеси «вода-ПАВ-воздух»
практике в большинстве случаев данный типоразмер насоса используется в диапазоне подач 18-30 м3/сут, т.е. при условии (0,27-ь0,65^опт, однако если проанализировать энергетическую составляющую характеристики, то в номинальной области значения КПД будут минимальными, соответственно - 18% и 32%, тогда как максимальное значение КПД насоса при оптимальной подаче составляет 46%. Следовательно, нерациональность подхода производителя данного вида насосного оборудования приводит к снижению его эксплуатационных характеристик и, как правило, работа такого рода насосных установок в области номинальных подач в малодебитном фонде скважин может привести к периодическому режиму эксплуатации, также необходимо отметить, что наработка такого насоса будет непродолжительной из-за высоких осевых нагрузок, создаваемых при работе насоса в левой области напорно-энергетической характеристики, что приведет к износу рабочих ступеней.
В ОАО «НК «Роснефть» наиболее распространенным является типоразмер насосной установки - ЭЦН5-50 (60), фонд скважин, оборудованных такими установками, составляет 24 % (рис. 2).
На рис. 3 представлены напорноэнергетические характеристики насосов ЭЦН5-50 (59, 60) разных отечественных производителей /4-7/, с акцентированным вниманием на рабочую область. Анализируя характеристики насосов ЭЦН5-50 (59, 60), можно сделать вывод о том, что совпадение номинальной и оптимальной зон наблюдается по насосным установкам производства ОАО «Алнас», в меньшей степени ЗАО «Новомет-Пермь», ООО «Лемаз», а для насосных установок ООО «Борец», как и в случае с УЭЦН5-30, номинальные и оптимальный области существенно различны. Полученные результаты анализа были исследованы на предмет влияния степени отклонения номинальных характеристик от оптимальных на параметр средней наработки на отказ (рис. 3). Зависимость средней наработки на отказ была построена по данным Кузнецова А.В. /8/ на основе обработки статистических данных фонда скважин, оборудованных УЭЦН5-50 (59, 60), которая показывает, что максимальные значения параметра средней наработки на отказ (рис. 3) достигаются при эксплуатации насоса в области правой границы рабочей части характеристики. Согласно проведенному ранее в ОКБ БН анализу по УЭЦН-долгожителям в скважи-
нах месторождений СССР было выявлено, что насосы при этом работали в диапазоне
0,8—1,1 от подачи Qопт /3/. Стоит отметить, что установки эксплуатировались тогда (в 80-е годы прошлого века) в значительно более легких условиях, чем сейчас, и заметно отличались от УЭЦН, применяемых в настоящее время, как по конструкциям, так и по используемым материалам. Возможно, этим и объясняется различие в статистических результатах, представленных в /3/ и /8/. Однако тот факт, что высокой наработки УЭЦН на отказ невозможно добиться в большинстве случаев эксплуатации левее рабочей части характеристики, подтверждается как исследованиями /3/, так и данными работы /8/.
Другая проблема работы ЭЦН в области малых подач связана с содержанием в откачиваемой продукции свободного газа. Особо остро это проявляется для насосов, обладающих низким коэффициентом быстроходности (ЭЦН с номинальной подачей до 80 м3/сут). Для данных насосов при работе на малых подачах, левее рабочей
части характеристики, рост газосодержания приводит к резкому снижению параметров работы насоса, которая становится неустойчивой, сопровождается пульсациями, а без подпора у входа вообще невозможна в этой области / 9 /.
В качестве примера можно привести результаты испытаний сборки 22-ступенчатого насоса ЭЦН5-50 при откачке газожидкостной смеси «вода-ПАВ-воздух» / 10 / (рис. 4) на экспериментальном стенде в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Анализируя работу насоса ЭЦН5-50 на газожидкостной смеси, можно выявить две характерные зоны: левая с подачей до 35 м3/сут, где насос даже при незначительном значении входного газосодержания (Д* = 4 т 6%) работает крайне неустойчиво и рабочая и правая - с подачей более 35 м3/сут, в этом случае насос способен перекачивать продукцию скважины с газосодержанием 10 т 12% (рис. 4).
Таким образом, в левой части характеристики вредное влияние свободного газа на характеристику ЭЦН существенно увеличи-
вается, причем оно усиливается с уменьшением подачи по жидкости.
В заключение необходимо отметить, что для повышения эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин в осложненных условиях необходимо руководствоваться технико-экономическими показателями, которые позволят рационально подходить к вопросу выбора метода эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на непрерывных или периодических режимах. В настоящее время остаются актуальными проблема повышения эффективности конструкций насосных установок при работе на газожидкостных смесях, а также проблема конструкционной надежности УЭЦН. Для их решения необходимы совместные усилия всех структур, от исследовательских лабораторий до нефтедобывающих компаний. Например, положительные результаты можно ожидать при рациональном взаимодействии нефтедобывающих предприятий,научно-исследовательских центров и производителей погружного оборудования.
Литература:
1. Маркелов Д.В. Борьба с осложнениями в механизированной добыче нефти. - Территория НЕФТЕГАЗ, №2, 2005, с.30-35.
2. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.
3. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь, 2007.
Каталог продукции ОАО «Борец» - М.: ОАО «Борец», 2004.
4. Каталог ОАО «ЛЕМАЗ» - М.: Международный выставочный центр, 2001.
5. Каталог продукции ЗАО «Новомет» - Пермь: ЗАО «Новомет», 2006.
6. Каталог продукции и сервиса ОАО «АЛНАС» - Альметьевск: ОАО «АЛНАС», 2004.
7. Кузнецов В.А. Оптимизация напорнорасходных и энергетических характеристик ЭЦН. Доклад на 3-й Международной практической конференции «Механизированная добыча-2006». Москва.
8. Дроздов А. Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. - Дис. ... канд. техн. наук. М., 1982.
9. Игревский Л.В. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. - Дис.... канд. техн. наук. - М., 2001.
Клапаны запорные игольчатые “КИ 400”
Производим
и реализуем
- I jpj.il 111||111р II 4|1иЕн1|11.л па »• 1 р.л.1 им пн
- Пп^ИЫЫ ергШНЬ МНН1 МпК.И'И.
в >ф#ь' с Iм? чгпи 10 .гет.
Мнения 1*С1 ыаиил ДОТОЯС& 1. таль [.таль 4 tl.il 15\МГ
11X1НН [ОТ. СШ1. КШ7ШЗШТ.
I лгици- фигура: 15с!> ’с-к, [ ■■к-Ь/йи, 15■к*- , (.^гжЬ'ок, 9$!ш4м>йкк.
К ,||‘.и ирк'^мк* ДО1М. ШсЧшг V I, ХЛI, У.\. I!
, Нрпах'.рпшпиыиш [чммм Р.ч:I 4 N1-1. К^Л.'И ■' И Т- К ~ с I -'2 ■' ИI К!.
^ Ду С, 1й. 15,20, 25 ын Ру 1,6-15 МП* *
Мах. I раб. среди! до * 560 С
Приглашаем к сотрудничеству торгооыо организации
готовы рассмотреть Ваши предложения по изготовлению клапанов на давление до 40 МПа, а также различным вариантам присоединения.
5КУРГАНПРИБОР
640007г г. Курган, ул. Ястржембского, 41 тел. (3522) 57-49-15, 53-71-76 Е-шаП: pribor@infoccntr.ru
