Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

пар полюсов электродвигателя; и – передаточное число конической передачи; d – диаметр плунжера, мм.

2. Полезная мощность насоса, N, кВт,

N = P · Q,

где Р – давление, Па; Q – подача, м3/сут. 3. Мощность электродвигателя Nf, кВт,

Nf = Р · Q/η,

где η – КПД насоса.

УЭДН к скважинам подбирают по их условной характеристике, определяющей зависимость между суточным дебитом и давлением, расходуемым на подъем жидкости из скважины с определенным противодавлением.

Выбор оптимального режима работы УЭДН и увязка ее с работой пласта производятся по общепринятым положениям: подача насоса должна быть равна дебиту скважины.

4. Глубина подвески насоса Lн определяется исходя из глубины расчетного динамического уровня Hд при отборе заданного объема жидкости из пласта и значения погружения hп, создающего необходимое давление на приеме:

Lн = Hд + hп + Ру/ρ ·g + hтр – Hг,

где Ру – устьевое давление, Па; hтр – потери на трение, м; Hг – высота подъема жидкости за счет работы газа, м.

Первые опытные экземпляры насосов показали, что наиболее уязвимыми узлами являются редуктор и клапаны.

Наличие песка в продукции экспериментальных скважин приводило к образованию песчаных пробок и абразивному износу узлов.

Наиболее слабым узлом современных УЭДН является электродвигатель: 67 % подъемов насосов произошло из-за отказа привода. При этом основной причиной отказа является пробой обмотки статора ПЭД из-за слабой межвитковой изоляции провода.

82

На сопротивление изоляции влияет попадающий в двигатель газ, диффундирующий через диафрагму.

Опыт применения установок погружных электродиафрагменных насосов типа УЭДН5 на промыслах России показывает, что их основными технико-экономическими преимуществами являются:

–высокий КПД электронасоса – от 34 до 40 % в зависимости от типоразмера;

–незначительный износ его основных узлов, герметично изолированных от перекачиваемой среды и работающих в чистом масле;

–простота монтажа на устье скважины, куда электронасос поступает моноблоком;

–отсутствие громоздкого наземного привода и фундаментов для его размещения;

–сокращение в 2–3 раза общей металлоемкости и установочной мощности при обустройстве скважин;

–возможность применения НКТ малого диаметра;

–сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание

всвязи с отсутствием привода;

–эффективность применения в скважинах с очень низкими дебитами, так как обеспечивается непрерывная работа взамен периодической эксплуатации;

–эффективность использования в скважинах с кривыми или наклонно направленными стволами.

8.6.Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов

водной скважине

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) скважины – это эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти и газа, a также для закачки воды – при заводнении нефтяных пластов. B скважину спускают специальное оборудование, обеспечивающее транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку c поверх-

83

ности в каждый пласт) по самостоятельным каналам, независимое регулирование и отработку пластов, a также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону.

Одновременно-раздельная добыча нефти глубинно-насосным способом c использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками c параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам c последовательно или параллельно соединенными насосами, a также c одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок).

Преимущества ОРЭ:

–повышение нефтеотдачи и дебитов скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев;

–увеличение степени охвата и интенсивность освоения многопластового месторождения путем раздельного вовлечения в разработку отдельных тонких разнопроницаемых пластов-прослоев;

–сокращение капитальных вложений на бурение скважин;

–интенсификация процесса регулирования отборов и закачки во времени и по разрезу скважины;

–использование газа из газовой шапки или газовых пластов для организации бескомпрессорного (БКГ) или внутрискважинного газлифта (ВСГ).

Недостатки ОРЭ:

–сложностьподбораоборудования, егомонтажа идемонтажа;

–сложность обработки призабойных зон скважины и определения дебита (приемистости) каждого эксплуатируемого объекта;

–необходимость остановки эксплуатации всех объектов при проведении ремонтных работ на одном из них.

Оборудование для ОРЭ. Внешний вид и схема двухлифтовой установки для ОРЭ с цепным приводом приведены на рис. 25. Жидкость из каждого продуктивного пласта поступает по собственному каналу на поверхность.

84

Схема установки ОРЭ, включающая в себя штанговый и электроцентробежный насосы, представлена на рис. 26. Пласты разделяются пакером, через который пропускается хвостовик, в нем расположен глубинный прибор.

Рис. 25. Двухлифтовая установка для ОРЭ с цепным приводом

Для передачи информации от прибора к регистратору используется геофизический кабель. Для вывода кабеля используется арматура для УЭЦН с уплотнителем кабеля, изготовленным с отверстием под одну жилу. Крепление кабеля к НКТ осуществляется

спомощью укороченных клямс. Для замера параметров работы нижнего пласта используется глубинный прибор, позволяющий контролироватьдавление, расход жидкости, температуру, обводненность.

Пермская компания «Новомет» разработала компоновку ОРЭ

сприменением дуальной системы для двух объектов в одной скважине, состоящей из 2 полнокомплектных УЭЦН, что обеспечивает возможность ведения учета добываемой жидкости с каждого пласта (рис. 27).

85

Рис. 26. Схема установки ОРЭ, включающая в себя штанговый и электроцентробежный насосы

Компоновка позволяет обеспечивать раздельную депрессию на пласт при одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной, при этом обеспечивается раздельный учет добычи жидкости по пластам (объектам).

86

Рис. 27. Компоновка ОРЭ, состоящая из двух полнокомплектных УЭЦН

Схемы и оборудование для ОРЭ постоянно совершенствуются, повышается его надежность и ресурс.

8.7.Системы телеметрии скважин

Внастоящее время для оперативного контроля и регулирования технологических режимов работы механизированных добывающих скважин активно применяются системы телеметрии скважин (ТМС). ТМС позволяет осуществлять: мониторинг параметров среды в скважины (расход, давление, температура); диагностику неполадок погружных насосов (например, засорение, запарафинивание) и проведение предупредительных профилактических мероприятий; оптимизацию режима работы погружных насосов; про-

87

ведение гидродинамических исследований в постоянно работающих скважинах [21].

Телеметрические системы (ТМС) в своем составе имеют несколько первичных приборов (датчиков), расположенных в погружном насосном агрегате, и приемный модуль, размещенный в станции управления (СУ). Информация от датчиков к СУ передается по стандартной кабельной линии [5].

Наиболее часто ТМС имеет датчики давления, температуры, иногда в систему включают глубинный расходомер для обеспечения определения подачи насосной установки [5]. Указанные датчики и система обработки данных позволяют получать в режиме реального времени достоверную информацию о работе системы «скважина–насосная установка» и оптимизировать работу этой системы.

Также ТМС, внедренная на «опорных» скважинах того или иного месторождения, позволяет уточнить информацию об изменении рабочих показателей разрабатываемых продуктивных пластов и обеспечивает возможность проверки результатов расчетов этих параметров, получаемых с помощью различных методик.

К основным недостаткам ТМС можно отнести:

–недостаточную надежность погружных датчиков;

–искажение показаний первичных датчиков за счет использования длинных коммуникаций (силовая кабельная линия УЭЦН), имеющих собственные частоты и амплитуды передаваемого тока;

–отстутствие в программах ТМС точных моделей, обеспечивающих однозначное распознавание состояния системы «скважи- на–насосная установка».

Иесли для решения первых двух проблем уже сейчас сделано немало (гермоввод первичных датчиков, пассивные датчики давления и температуры, высокотемпературные микросхемы, кабельные линии с дополнительным каналом, оптоволоконные кабели

ит.д.), то третья задача пока не решена.

Практически во всех программах, являющихся составной частью ТМС, применяется очень упрощенная модель определения

88

плотности пластового флюида и динамического уровня в скважине по результатам замера давления.

8.8. Энергосбережение при эксплуатации скважин

Основной фонд механизированных скважин в России оборудован УСШН и УЭЦН.

Конструктивные особенности электроцентробежных насосов позволяют вести интенсивный отбор жидкости из скважин. Использование высокопроизводительного оборудования, как правило, обеспечивает снижение удельных энергетических затрат на подъем жидкости. При низких дебитах скважин с энергетической точки зрения рациональнее применять штанговые насосы.

Подача ЭЦН – основной фактор, влияющий на величину удельного расхода электроэнергии. Удельный расход электроэнергии на добычу жидкости из скважин, оборудованных УЭЦН, начинает значительно возрастать при использовании насосов малой подачи: максимальная величина удельного расхода электроэнергии наблюдается при минимальномдебитежидкости.

На величину удельного расхода электроэнергии влияет кривизна ствола скважин. Скважины, в которых эксплуатируются УЭЦН, должны иметь следующие ограничения по профилю [2]:

–максимальный темп набора кривизны ствола скважин – 2° на 10 м;

–в зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 60°.

Суменьшением дебита жидкости, динамического уровня возрастает величина удельного расхода электроэнергии. При увеличении малодебитного фонда скважин проблема завышенного потребления электроэнергии насосами малой подачи приобретает особую актуальность и возникает необходимость перевода таких скважин на другие способы эксплуатации. Поэтому низкодебитные скважины эксплуатируются в основном установками СШН.

89

Так, для снижения энергопотребления станков-качалок иутилизации попутного нефтяного газа в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» внедряется газовыйдвигатель для приводастанка-качалки(рис. 28).

Рис. 28. Скважина с газовым двигателем для привода станка-качалки

В начале 2013 г. в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» установлено три станка-качалки Lufkin Industries, Inc. с газовыми двигателями производства Arrow Engine Company (США). Двигатель работает на низких скоростях – от 600 до 800 оборотов в минуту у разных моделей, тем самым уменьшается износ оборудования. За 1233 часа работы экономия электроэнергии составила 11,96 МВт. Объем утилизированного газа, на котором работают двигатели, за тот же период составил до 1,8 тыс. м3 [26]. Внедрение одного такого привода станка-качалки позволит экономить до 85 МВт электроэнергии в год, вводить в эксплуатацию скважины на месторождениях, где отсутствует электроэнергия и утилизироватьежегодно до15 тыс. м3 газа.

90