Анализ эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на Столбовом нефтяном месторождении

1 ...

Добыча нефти на объекте осуществлялась фонтанным способом в периоды с 1991 по 1996 гг. и с 2002 по 2004 гг., а в течение пяти лет с 1997 по 2001 г.г. и с 2005 г. до настоящего времени часть скважин, эксплуатиро-валась механизированным способом. На рисунке 2.6 приведен график динамики добычи нефти, жидкости и обводненности по объекту Ю10-2, а также динамика дебитов нефти и жидкости по скважине Р75 (рис. 2.7). Как показывает рисунок 2.6, уровень добычи нефти по объекту в период до 2010 года не превышал 50 тыс.т, а в 2002-2004 г.г опустился ниже 10 тыс.т/год. В 2005 г. на двух скважинах (75Р и 86Р) были проведены успешные операции ГРП. Кроме того, большинство скважин были оборудованы ЭЦН. В результате значительно выросли дебиты на скважинах и, следовательно, уровни добычи нефти и жидкости. На 01.01.2011 г. все четыре работающих скважины оборудованы ЭЦН.Сравнение проектных и фактических уровней добычи в целом по объекту, приведенное в таблице 2.7. В 2006 и 2008 году отмечается существенное различие. Невыполнение проектных уровней добычи в 2006 году составило 33,8%, в 2008 году 26,8%. Основной причиной расхождения проектных и фактических уровней добычи нефти является отсутствие бурения на м-ии. В 2006 году не были пробурены две добывающие, а также две нагнетательные скважины. В 2008 году не была выведена из освоения одна скважина. На рисунке 2.8 приведено сопоставление основных проектных технологических показателей по объекту с фактическими. В целом это сопоставление аналогично тому, что было приведено для всего м-я, поскольку с 2002 года на м-ии в эксплуатации находится только один объект Ю10-2. На рисунке 2.4-2.5 представлены карты текущих и накопленных отборов на 01.01.2011г. по объекту Ю10-2.Приведенные выше данные свидетельствуют о том, что объект находится в самой начальной стадии разработки, несмотря на длительный срок эксплуатации. Рис. 2.4 Карта текущих отборов объекта Ю10-2 на 01.01.2011г.Рис. 2.5 Карта накопленных отборов объекта Ю10-2 на 01.01.2011г.Рис.2.6 Динамика добычи нефти, жидкости и % Н₂О по объекту Ю10-2Рис. 2.7 Динамика добычи нефти, жидкости и обводненности, скважина №75Таблица 2.7Сравнение проектных и фактических показателей разработки.Объект Ю10-2Рис. 2.8 Сравнение проектных и фактических показателей разработкиДля оценки пластового давления был проведен анализ начального пластового давления на основании данных, полученных по результатам глубинных замеров в поисково-разведочных скважинах (№№ 75Р, 78Р, 81Р, 86Р, 87Р, 90Р, 91Р, 94Р, 95Р), при вводе их в эксплуатацию и текущих показателей по годам разработки. Результаты инструментальных замеров пластового давления в скважинах объекта Ю10-2 представлены в таблице 2.8. Как показывают данные, в течение разработки произошло снижение пластового давления с 26,5 МПа до 22,4 МПа, что составляет 4,1 МПа или 15,5% от первоначального. Средний темп падения пластового давления в течение разработки составил около 1% в год. Таблица 2.8Пластовые давления по результатам замеровДинамика пластового давления в течение разработки, приведенная на рисунке 2.9, также показывает, что с 1991 года до 2009 г. наблюдается тенденция снижения среднего пластового давления в залежи.Рис. 2.9 Динамика среднего пластового давления по объекту Ю10-2Скважины, по которым производились замеры пластового давления, расположены в различных частях залежи. Так, скважины №№86Р и 90Р расположены в северной части объекта Ю10-2, скважины №№75Р, 78Р и 81Р - в южной части, а 87Р и 94Р - в западной. Из перечисленных скважин в настоящее время в работе находятся все скважины южной залежи и скважина №86Р северной залежи. На рисунке 2.10 представлена динамика среднего пластового давления по залежам объекта. Эти графики построены по данным, представленным в таблице 2.8.Рис. 2.10 Динамика среднего пластового давления по зонам объекта Ю10-2В 2005-2010 г., в связи с интенсификацией отбора, пластовое давление в районе работающих скважин, согласно замерам, снизилось как в южной, так и в северной частях объекта. Нужно, однако, учесть, что данные для северной части объекта получены по результатам замеров всего в одной скважине, №86Р, поэтому для достоверной оценки состояния пластового давления в этой части объекта, нужны дополнительные замеры.В западной залежи объекта Ю10-2 последний замер давления был произведен в 2001 году, а с 2002 года отбор нефти из этой залежи прекратился, замеров давления в этот период также не было. Анализ представленных материалов показывает, что за период разработки ввиду невысокого суммарного отбора нефти (отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов составляет всего около 3%) в среднем по объекту пластовое давление снизилось не более чем на 16%. Наибольшее снижение было отмечено в 2006 и в 2008 г.г. Этому способствовали проведенные в 2005 г. операции ГРП и оптимизация работы скважин. При интенсивном разбуривании залежи и проведением ГРП на всех скважинах, предусмотренного действующим проектным документом, снижение давления станет более значительным, что подтверждает необходимость своевременной организации системы ППД. В соответствии с «Дополнением к Технологической схеме разработки Столбового месторождения» (протокол ТО ЦКР по ТПП №653 от 30.11.2009г.) закачка воды в пласт началась в 2011 г.3. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ УЭЦН НА СТОЛБОВОМ М-ИИ 3.1 Общая схема установки погружного центробежного электронасосаС открытием новых м-ий для нефтегазодобывающей промышленности все чаще вставал вопрос о потребности в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Естественно, что наиболее рациональным выходом из сложившегося положения послужил лопастной насос, приспособленный для больших подач. Из лопастных насосов наибольшее распространение получили насосы с рабочими колесами центробежного типа, поскольку они давали необходимый напор при заданных подачах жидкости и габаритах насоса. Позже, после приобретения некоторого опыта использования, стал неоспоримым тот факт, что скважины, оборудованные установками погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных другими глубинонасосными установками. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой период года, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Спуск электронасоса в скважину отличается от обычного для промыслов спуска НКТ лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины очень проста и занимает по нормам не более 2-3 часов. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Характерной особенностью погружных центробежных насосов является экономичность и относительно большой межремонтный период работы.Установки электроцентробежные насосы (УЭЦН) - это много-ступенчатые центробежные насосы, состоящие из погружного насосного агрегата, кабельной линии (плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования (трансформатора и станции управления). В корпусе насосного агрегата между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой, которая предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода. Число секций в одном блоке насоса может доходить до 120 единиц.Секции, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус, изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса (подачей и напором). Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. Любая секция насоса включает в себя пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов. Снизу в корпус установки ввинчивается основание с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени. Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал через пружинное кольцо. Радиальные усилия воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании. В верхней части агрегата находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ. Насосный агрегат, спущенный на колонне НКТ в скважину под расчетный динамический уровень на 150-300 м. откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ, к внешней стороне которых закреплен электрокабель. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю и крепится к насосу и колонне труб хомутами. Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Схема наземного и подземного оборудования УЭЦН представлена на рисунке 3.1.Рис. 3.1 Общая схема оборудования скважины УЭЦНВажнейшим узлом установки является погружной асинхронный электродвигатель (рис. 3.2), состоящий из статора, ротора, головки, основания и питающийся с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотрансформатора или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.84836019240500Рис. 3.2 Погружной электродвигатель (ПЭД)Этот узел, служащий приводом насоса, работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением. Поэтому основное условие надежности работы установки - герметичность. В его конструкции предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.Насос, гидрозащита и электродвигатель являются отдельными узлами, соединенными болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых имеется небольшое количество песка и других механических примесей (до 1% по массе). Подавляющая часть действующего фонда насосов (около 95%) - обычного исполнения. По поперечным размерам все насосы делятся на три условные группы: 5, 5А, 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм., группа 5А - 103 мм. и группа 6 - 114 мм. В шифре УЭЦН заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, шифр ЭЦН 5 - 40 - 950 означает, что центробежный электронасос группы 5, с подачей 40 м3/сут. (по воде) и напором 950 м.В шифре насосов износостойкого исполнения имеется обозначающая данное свойство буква И. В них рабочие колеса изготавливаются не из металла, а из полиамидной смолы. В корпусе насоса примерно через каждые 20 ступеней устанавливаются промежуточные резино-металлические центрирующие вал подшипники, в результате чего насос износостойкого исполнения имеет меньше ступеней и соответственно напор.В ряде случаев, при добыче нефти из скважин с большим содержанием растворенного газа и для исключения снижения характеристик работы насоса, в составе узлов погружного электроцентробежного насоса может быть включен еще один важный элемент, предназначенный для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса, называемый газосепаратором. Он устанавливается между входным модулем и насосной модуль-секцией. Принцип действия центробежного сепаратора основан на использовании центробежной силы для удаления свободного газа. Газ удаляется в затрубное пространство, исключая при этом образование газовых пробок и кавитацию, благодаря чему обеспечивается постоянная нагрузка на двигатель и повышается срок непрерывной работы установки. Газосепаратор может быть совмещен с приемной сеткой, что исключает необходимость во входном модуле насоса. При большом газовом факторе хорошо себя зарекомендовали газосепараторы, работающие в тандеме.3.2 Область применения погружных электроцентробежных насосов при эксплуатации м-ийЭлектроцентробежные насосы широко применяются для откачки из высокодебитных и малодебитных нефтяных скважин, в том числе наклонных и горизонтальных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, механические примеси. В целом, с точки зрения эффективности, их применение допускается при эксплуатации следующих скважин: - нефтяных с высоким содержанием парафина;- малодебитных с низким уровнем жидкости;- малодебитных с водонапорным режимом;- высокодебитных;- сильнообводненных, где для добычи определенного количества нефти необходимо отбирать большое количество воды;- глубоких, для рентабельной эксплуатации которых требуются насосы большой мощности;- наклонных скважин;- с содержанием солей в добываемой жидкости;- с высоким газосодержанием.Однако эффективность работы значительно снижается при наличии в откачиваемой жидкости свободного газа. Характеристика работы насоса резко снижается уже при содержании 1-2% газа в объеме откачиваемой жидкости.3.3 Анализ эффективности эксплуатации Столбового м-я Томской области с использованием погружного оборудования фирмы «НОВОМЕТ»Разработка бесштанговых насосов в нашей стране началась еще до революции, когда А.С. Артюнов вместе с В.К. Домовым разработали скважинный агрегат, в котором центробежный насос приводился в действие погружным электродвигателем. После этого, в течение нескольких десятилетий, насосные установки претерпевали огромное число изменений и модернизаций.Погружные центробежные насосы Российского производства «НОВОМЕТ» (рис. 3.3) спроектированы по секционному принципу и в общем случае состоят из входного модуля, насосных секций, газосепаратора, обратного и спускного клапанов. Входной модуль (рис. 3.4) может быть изготовлен как одно целое с насосной секцией, что позволяет уменьшить количество стыковок при монтаже насоса на скважине.Входной модуль установок оснащен высокоэффективным фильтром, что позволяет насосу надежно откачивать пластовую жидкость с большим содержанием механических примесей и выносом проппанта. Это является далеко немаловажным преимуществом насосов при эксплуатации Столбового м-я, учитывая то обстоятельство, что основной причиной преждевременных выходов из строя УЭЦН является именно засорение их механическими примесями (28% от общего числа отказов на 2011 год).Рис. 3.3 Секция УЭЦН «НОВОМЕТ»-381011874500Рис. 3.4 Входной модуль-щелевой фильтрСледует также отметить, что насосные секции могут иметь различные длины. Это обеспечивает оптимальный подбор насоса к любой скважине м-я. По всей длине каждой секции установлены промежуточные радиальные подшипники, что обеспечивает надежную и продолжительную работу насоса, а также способствует увеличению межремонтного периода. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовляют из специального модифицированного чугуна типа «нирезист» и полимерных материалов со специальными наполнителями. Высокопрочные и высокоточные валы насосов изготовлены из нержавеющей стали или из сплава «К-монель». Различное материальное и конструкторское исполнение насосов позволяет по специальному заказу изготовить насосы с повышенной термостойкостью и высокой износостойкостью. Обратные клапана имеют высокую герметичность, что позволяет производить опрессовку НКТ.Еще одним фактором, в совокупности влияющим на выбор установок «НОВОМЕТ» для эксплуатации Столбового м-я, стало наличие упорного подшипника вала, в результате чего осевые нагрузки не передаются на газосепаратор. Эта особенность конструкции отличает данное оборудование от оборудования, производимого в других странах мира. С приобретением огромного опыта при эксплуатации Столбового м-я специалистам стал неоспоримым тот факт, что используемые здесь погружные электродвигатели должны надежно работать в агрессивной жидкой среде (0,68-0,86% серы и 0,6-1,5% мех. примесей по объему), на больших глубинах (2,4-3,1 км.), в условиях высокого давления и высоких температур (до 120 градусов). Погружные электродвигатели «НОВОМЕТ» (рис. 3.5) полностью отвечают этим требованиям. Они имеют широкий спектр мощностей от 12 до 500 кВт и могут быть изготовлены любой мощности в пределах этого спектра с дискретностью 4 - 6 кВт, что позволяет подобрать наиболее оптимальное сочетание двигатель - насос для обеспечения работы установки с максимально возможным коэффициентом полезного действия. Это позволяет обеспечить надежную работу установок и свести потери электроэнергии на объекте эксплуатации к минимуму. В конструкции электродвигателя применены современные, специально разработанные электротехнические материалы, которые позволяют эксплуатировать его при температуре до 140 градусов.-381118986500 Рис. 3.5 Асинхронный погружной электродвигатель «НОВОМЕТ»Электродвигатели имеют диаметр корпуса 103, 117, 130, 180мм. В роторе применены оригинальные подшипники, имеющие механическую фиксацию от проворота и сохраняющие при этом возможность легкого перемещения вдоль оси вала. Электродвигатель может быть состыкован с кабельной муфтой любого необходимого типа. Наряду с высококлассным материальным исполнением электродвигатели отличаются высокой технологией изготовления. Такое сочетание конструкции, материалов, технологии и качества изготовления позволяет им считаться одними из лучших в мире.Установки ЭЦН «НОВОМЕТ» комплектуются гидрозащитой (рис. 3.6). -3810000Рис. 3.6 Гидрозащита УЭЦН «НОВОМЕТ»Гидрозащиты имеют мощный упорный подшипник, но при этом не воспринимают осевых нагрузок от насоса, что способствует надежной и продолжительной работе торцовых уплотнителей. Наличие компенсатора значительно увеличивает ресурс работы гидрозащиты и также в целом влияет на увеличение периода работы установки без необходимости ее ремонта.3.4 Подбор глубиннонасосного оборудования нефтедобывающих скважин Столбового м-я и расчет оптимальных условий его эксплуатации3.4.1 Общая методика выбора типа электроцентробежных насосов к скважинеВсе виды насосов имеют паспортную характеристику в виде следующих кривых зависимостей: H(Q) (напор, подача);(Q) (коэффициент полезного действия, подача); N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти характеристики даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале (рис. 3.7).50546001524000014478001524000014478001524000051225451968500 3950335-24130N(Q)00N(Q)26123903437890 0,75 Qопт 1,25 Qопт00 0,75 Qопт 1,25 Qопт51225453131820Q max00Q max5122545250063020002051225451057910600060 3257550247650002533650161925001600200161925 (Q) 00 (Q) 2863215190500024479252857500289560029527500413067568580 H опт00 H опт320421010414000457200047625H(Q)00H(Q)1624965209550003204210144145003248025200025005122545243205400040144780028765500Рисунок 3.7 Типовая характеристика погружного центробежного насосаВсякий центробежный насос может работать при закрытой задвижке (в этом случае Q=0, H=Hmax) и при отсутствии противодавления на выкиде (Q=Qmax, H=0). Полезная работа насоса, пропорциональная подаче на напор, на этих двух точках будет равна нулю, а следовательно и также будет нулевым. При определенном соотношении Q и H, обусловленными минимальными внутренними потерями, достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6