WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 |

На правах рукописи

Атнабаев Зуфар Магданович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

С ЭЖЕКТОРОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа – 2007

Работа выполнена в ОАО «Газпром нефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Антипин Юрий Викторович

кандидат технических наук

Вагапов Самат Юнирович

Ведущая организация: Российский Государственный

Университет им. И.М.Губкина

Защита состоится «30» марта 2007 года в 15 час. 30 мин. на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул. 8-е Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «28» февраля 2007 года

Ученый секретарь

диссертационного совета, Д.А. Хисаева

доктор химических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение. Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири. При этом широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована третья часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые.

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, - одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом. Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его геометрических размеров, снижению надежности и частому проведению ремонтных работ. Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость.

В малообводненных добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся при подъеме жидкости до приема насоса. Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень в скважине, а если последний достигает критического значения, когда газосодержание на приеме насоса превышает допустимую величину, то происходит срыв подачи и установка выходит из строя. Снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что приводит к дополнительному расходу насосно-компрессорных труб (НКТ) и электрического кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ. Таким образом, актуальной задачей является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи:

  1. анализ условий эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири и способов выбора насосного оборудования и режимов его работы;
  2. обоснование необходимости удаления газа из затрубного пространства в критических ситуациях;
  3. разработка методики расчета оптимального расположения эжектора по длине колонны насосно-компрессорных труб;
  4. разработка конструкции эжектора для уменьшения давления газа в затрубном пространстве скважины;
  5. промысловые исследования режима эксплуатации добывающих скважин установкой электроцентробежного насоса в компоновке с эжектором;
  6. поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.

Научная новизна

  1. В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин уменьшения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве вследствие выделения газа при подъеме жидкости.
  2. Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса с использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня.
  3. Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирования режима работы насоса.

Основные защищаемые положения:

1.Результаты теоретических и промысловых исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.

2.Новые технические решения по дозированной подаче химических реагентов на прием насоса, регулированию режима работы насоса.

Практическое значение работы заключается в следующем:

- в результате анализа различных методик выбора насосного оборудования разработаны рекомендации по оптимизации технологического режима эксплуатации скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» путем применения эжектора в компоновке с УЭЦН;

- предложены конструкция эжекторного устройства, позволяющая поддерживать давление в затрубном пространстве добывающих скважин на уровне давления в коллекторе, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, а также методика расчета параметров эжектора в зависимости от технологических условий эксплуатации скважин. Применение эжекторных устройств в 2-х скважинах Приобского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» позволило стабилизировать работу и увеличило межремонтный период ЭЦН в среднем от 4,5 до 6 раз.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технической конференции «Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана» (г.Уфа, 1998г.), V Межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона» (г.Уфа, 2000г.), Третьем конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы энерго- и ресурсосбережения в нефтегазодобывающей отрасли» (г.Уфа, 2001г.)

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 10 печатных трудах, в числе которых 5 статей и 5 патентов. В совместных публикациях автору принадлежат постановка задач, разработка методики расчета и конструкции эжектора, анализ, обобщение, обоснование рекомендаций.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 147 наименований и изложена на 105 страницах машинописного текста, включая 22 рисунка, 8 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований. Приведены основные защищаемые положения, отражена научная новизна выполненных исследований и их практическая значимость.

В первой главе диссертации приведены условия эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, представлен обзор применяемых методик выбора насосных установок для оптимальной эксплуатации скважин, рассмотрены возможности применения струйных эжекторов при разработке нефтегазовых месторождений.

Геотермические и технологические условия эксплуатации западносибирских месторождений в значительной степени отличаются от соответствующих условий других нефтяных регионов России.

Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов, отличающихся высокой производительностью, снижает динамические уровни жидкости, что ведет к необходимости увеличения глубины спуска насоса. За последние пять лет глубина подвески ЭЦН для нефтяных месторождений Сургута, Нефтеюганска, Нижневартовска и Ноябрьска увеличилась приблизительно на 500 м, достигнув отметки 2400 м и более. Отмеченное существенно усложнило эксплуатацию погружного оборудования, что сказалось на увеличении числа отказов.

Характерной особенностью является разбуривание месторождений Западной Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами, что резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 680 и по интенсивности искривления до 4,50 на 10 м (Мамонтовское месторождение ОАО «Юганскнефтегаз»), является одной из причин полетов ЭЦН и НКТ. Вследствие указанного, в сочетании с дефицитом оборудования, имеет место тенденция увеличения бездействующего фонда скважин, который для Северо-Салымского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» соответственно составляет 18,5 и 52,3 %. Проведенный анализ зависимости межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов от интенсивности искривления ствола в зоне подвески ЭЦН показал, что влияние интенсивности искривления начинает проявляться при 20/ на 10 м, а при величине интенсивности искривления 1,50 на 10 м оно становится преобладающим относительно других факторов.

Работу ЭЦН, в особенности при глубокой подвеске и больших значениях подачи, существенно усложняет высокая пластовая температура, которая с учетом нагрева погружного электродвигателя и самого насоса, например, при эксплуатации скважин с низким коэффициентом продуктивности и высоким газосодержанием, может возрастать в зоне расположения насоса до 140…180 0С.

Негативными факторами, определяющими специфику эксплуатации УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири и способствующими увеличению числа отказов, также являются высокая обводненность продукции, большое количество содержащихся в ней механических примесей, а также наличие свободного газа на входе насоса.

В настоящее время себестоимость добычи нефти почти на 40 % складывается из затрат на электроэнергию и компенсацию резкого ее подорожания. Поэтому весьма важным является оптимальный подбор УЭЦН и технологического режима работы скважин в целом. Применение обоснованной методики выбора насосного оборудования и оптимизации режима его работы позволяет проанализировать эффективность использования добывающих скважин, оценить состояние насосного оборудования, рассчитать рациональные технологические параметры работы. Для объективного выявления позитивных и негативных сторон использования методик подбора ЭЦН к скважинам месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» был проведен их сравнительный функциональный анализ по восьми основным критериям. Рассмотрены четыре программные комплексы отечественного производства (ПТК «НАСОС», ПК «Автотехнолог», ПК «Сириус+» и ПК «PumpPro») и два комплекса зарубежного производства (ПК «Sub PUMP 6.10» и ПК «Well Flo v3.6b»). Сравнение и анализ проводился по двум направлениям: по функциональным возможностям и сходимости расчетных значений с истинными параметрами эксплуатации скважин. Результаты анализа показали, что на каждой стадии разработки месторождения имеется оптимальная гидравлическая трубная корреляция, которая дает минимальную погрешность. Для минимизации погрешности, связанной с гидравлическими трубными корреляциями, разработана «карта применимости корреляций». Эта карта показывает, что у каждой корреляции есть оптимальный диапазон, в котором минимальная погрешность.

Для повышения эффективности работы ЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири предлагается их эксплуатация совместно со струйными аппаратами. Использованию струйных аппаратов в добыче нефти посвящены работы Мищенко И.Т., Миронова С.Д., Городивского А.В., Цепляева Ю.А., Марьенко В.П., Захарченко Н.П., Сахарова В.А., Вербицкого В.С., Ивановского В.Н., Сазонова Ю.А., Рылова Б.М., Нотана Л.М., Дроздова А.Н., Терикова В.А., Мохова М.А., Андриянова А.В., Султанова Б.З., Вагапова С.Ю. и других исследователей. Выбор струйного аппарата должен предусматривать расчеты диаметров сопла и горловины, а также соответствующие расходы и давления. Расчеты должны проводиться исходя из геолого-технических данных по скважине, физико-химических свойств добываемой жидкости и других параметров эксплуатации.

Использование струйных аппаратов совместно с другим типом насоса позволяет существенно расширить функциональные возможности последнего, а также улучшить условия его эксплуатации.

Вторая глава посвящена методике определения места установки струйного аппарата (эжектора) в колонне НКТ. Правильный выбор места установки эжектора по отношению к ЭЦН и устью скважины позволит повысить МРП и снизить вероятность срывов подачи насоса. В настоящее время место расположения эжектора в тандемных установках типа «ЭЦН-эжектор» для конкретной скважины определяется экспериментально. Разработанная методика позволяет сократить проведение стендовых и промысловых исследований.

При выводе уравнений были приняты следующие допущения:

  1. гидродинамические процессы на месте установки эжектора протекают при постоянной температуре;
  2. рабочей жидкостью является смесь жидкости и газа;
  3. при изменении давления плотность жидкости остается постоянной;
  4. объемное газосодержание зависит от давления линейно;
  5. газ является совершенным, т.е. он описывается газовыми законами;
  6. коэффициент сжатия струи в сопле эжектора принимается равным единице.

Получено уравнение, которое по известным данным эксплуатации скважины, позволяет определить зависимость давления в затрубном пространстве при постоянном дебите скважины от времени:

(1)

где

, – параметры уравнения состояния газожидкостной смеси;

P1 – давление газа в затрубном пространстве;

Pin - давление на приеме насоса;

– плотность жидкости (без газа) (кг/м3);

– параметр уравнения состояния газа;

Q* - объемный расход газа, вызванный притоком в затрубное пространство;

Sout - площадь сечения затрубного пространства;

L – глубина спуска насоса;

Pages:     || 2 | 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»