WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Таблица Значение Показатель Янв.2001 Янв.1 2 1. Суточная добыча нефти, т 41977 2. Суточная добыча жидкости, т 757483 3. Средняя обводненность продукции, % 94,5 93,4. Средний дебит скважин по жидкости, м3/сут 155,1 182,Продолжение табл.1 2 5. Средний дебит скважин по нефти, т/сут 8,6 12,6. Фонд скважин (всего), скв. 14583 в том числе: добывающих 11121 нагнетательных 2562 7. Средний дебит скважин по жидкости, м3/сут:

фонтанных 71,6 53,оборудованных установками штанговых насосов 11,0 11,оборудованных установками ЭЦН 189,7 191,газлифтные 316,4 388,8. Средний дебит по нефти, т/сут:

фонтанных 5,3 14,оборудованных установками штанговых насосов 3,9 3,оборудованных установками ЭЦН 10,6 14,газлифтные 10,0 11,9.Обводненность продукции скважин, %:

оборудованных установками штанговых насосов 64,3 65,оборудованных установками ЭЦН 94,4 92,газлифтные 96,8 97,В сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки Самотлорского месторождения эксплуатация УЭЦН происходит с различными трудностями. Основными видами осложнений являются:

• преждевременный выход из строя погружного электродвигателя;

• частые обрывы электрического кабеля;

• низкие значения к.п.д. насосов при перекачке высоковязких водонефтегазовых смесей;

• наличие в продукции скважин большого количества механических примесей;

• образование отложений углеводородных и неуглеводородных веществ;

• снижение коэффициента продуктивности пород ПЗП по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением;

• наличие вокруг ствола скважины слоя вечномерзлых пород;

• невысокие значения показателей МРП и «наработка на отказ».

Одновременное действие всех перечисленных факторов, естественный износ оборудования УЭЦН сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость проведения дополнительных геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП работы оборудования.

В работе выполнен анализ изменения основных технических и технологических параметров (28 параметров) работы скважин, разделенных на группы:

1. скважины, работа которых происходила без осложнений (показатель «наработка на отказ» у этих скважин был выше среднего);

2. скважины, эксплуатация которых сопровождалась различными видами осложнений (показатель «наработка на отказ» у этих скважин был ниже среднего).

Таблица Глубина Погружение Дебит по Обвод- Затрубное Дин.

Тип ЭЦН спуска под динам. жидкости, ненность, давление, уровень, м насоса, м уровень, м м3/сут % МПа Нормально эксплуатирующиеся скважины Среднее значение 1494 1343 116 74 1,4 Максимальное значение 1700 1565 700 99 11,0 Минимальное значение 1040 464 16 5 1,2 Среднеквадратичное 150 207 146 24 1,4 отклонение Скважины, работающие с осложнениями Среднее значение 1618 931 143 90,9 1,1 Максимальное значение 2228 1492 431,9 99,2 1,8 Минимальное значение 1200 448 14,097 26,0 0,1 Среднеквадратичное 215 249 112 11,5 0,3 отклонение По данным табл.3 видно, что скважины, относящиеся к группе работающих без осложнений, характеризуются большим в 1,44 раза погружением насосов под динамический уровень жидкости и меньшими значениями дебитов по жидкости и обводненности продукции.

Наличие в составе продукции скважин смеси нефти, воды и свободного газа при многократном перемешивании этих компонентов в ступенях насосов приводит к образованию вязких смесей и снижению показателей работы насосов. Так для насоса ЭЦН 100-1350 максимальные изменения к.п.д. для различных исходных значений эффективной вязкости нефти будут иметь место при обводненности продукции от 30 до 50% (см.рис.1).

0,0,Мн=1,5мПа*с 0,Мн=5мПа*с 0,Мн=10мПа*с 0,Мн=15мПа*с Мн=20мПа*с 0,0 обводненность, % Рис.1. Изменение max КПД насоса при различной вязкости нефти и обводненности продукции КПД max Параметр «наработка на отказ» по скважинам с УЭЦН в 1999…2000гг.

практически не изменялся и составлял около 250 суток в год. С 2000 г. в ОАО «Самотлорнефтегаз» наметилась тенденция к повышению эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН. В большинстве скважин были запланированы операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), часть скважин была переведена на форсированные режимы работы, а для всего фонда скважин были проведены расчеты по оптимизации их работы – в том числе и с использованием разработанной нами специальной программы «Самотлор».

Основными причинами низкой эффективности работы УЭЦН являются:

- засорение и износ рабочих органов насоса;

- преждевременный подъем установки из скважин;

- механическое повреждение кабеля при спуско-подъемных операциях;

- брак в изготовлении установок завода-изготовителя и сборки установки;

- оплавление кабеля.

Решение задачи повышения эффективности эксплуатации УЭЦН и в целом процессов добычи нефти на большинстве предприятий достигается одновременным проведением на скважинах работ по обработке пород ПЗП и переводом скважин на форсированные режимы отбора жидкости. В условиях Самотлорского месторождения форсирование отборов жидкости сочеталось с проведением на скважинах операций гидравлического разрыва пласта (ГРП).

При этом ожидалось, что произойдет увеличение объемов добычи нефти и продолжительности параметра «наработка на отказ». К сожалению, на практике этого не произошло. На рис.2 показано, что с ростом количества выполненных обработок ГРП неуклонно растет доля скважин, в которых произошел преждевременный выход из строя установки ЭЦН.

60 80 100 120 140 160 Количество операций ГРП, ед.

Рис.2. Динамика отказов УЭЦН в скважинах после проведения операций ГРП (2003г.) По результатам анализа технологической эффективности эксплуатации УЭЦН на Самотлорском месторождении показано, что при увеличении количества скважин, эксплуатация которых происходит на форсированных режимах работы, необходимо определять допускаемые пределы уменьшения забойных давлений, которые не приводят к ухудшению показателей работы Количество отказов, % скважин и преждевременному выходу из строя насосов и других элементов конструкции УЭЦН.

Во второй главе диссертационной работы выполнен статистический анализ условий эксплуатации установок ЭЦН в скважинах Самотлорского месторождения. Правильный выбор оборудования, режима его работы применительно к конкретным условиям эксплуатации нефтяных месторождений позволяет увеличить межремонтный период работы добывающих скважин и объем добычи нефти. Реализация подобных задач возможна несколькими методами. Одним из таких методов распознавания образов является последовательная диагностическая процедура. В основе ее лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом.

Последовательная диагностическая процедура имеет ряд преимуществ. Она может быть использована при разных распределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и выработать основные направления увеличения эффективности процесса.

Для группы скважин работающих с осложнениями были проведены статистические расчеты по определению информативности параметров влияющих на продолжительность наработки УЭЦН на отказ. В качестве критерия разделяющего эффективно работающие скважины и скважины, работающие с осложнениями, взяли время безотказной работы УЭЦН равное 260 суткам. По этому критерию скважины были разделены на две группы: А и В. Суммарная информативность анализируемых факторов при работе УЭЦН на отказ составила (см.табл.4):

Таблица ИнформаФактор тивность Число рабочих ступеней, шт. 0,Максимальный угол отклонения от вертикали, град. 0,Средний угол отклонения от вертикали, град. 0,Номинальный напор ЭЦН, м 0,Дебит по жидкости, м3/сут 0,Номинальная подача ЭЦН, м3/сут 0,Потребляемая ПЭД мощность, кВт 0,0,Коэффициент продуктивности, м3/(сут МПа) Обводненность, % 0,Глубина спуска насоса, м 0,Срок службы скважины, сут. 0,Количество азимутальных поворотов 0,Зазор между ЭЦН и обсадной колонной, мм 0,Общая масса установки, кг 0,Помимо определения информативности по анализируемым факторам были построены диагностические таблицы. На основе результатов расчетов диагностических коэффициентов даны рекомендации по изменению конструкции и режимов работы УЭЦН.

1. Так как в большинстве скважин насосы спущены на большие глубины целесообразно применение высоконапорных ЭЦН с большим числом рабочих ступеней.

2. Принятие решений по изменению глубины спуска насосов в скважину необходимо проводить с учетом фактических значений давления и свободного газосодержания на приеме насосов, к.п.д. ЭЦН.

3. В скважинах, в которых обводненность продукции изменяется в пределах 40…80%, требуется уточнять рабочие характеристики насосов в условиях перекачки вязких газожидкостных смесей.

4. С учетом изменения условий эксплуатации и режима работы УЭЦН рабочая характеристика насоса должна быть согласована с добычными возможностями скважины и интенсивностью проявления скин-фактора.

На следующем этапе методом множественной регрессии были проведены расчеты по моделированию основных показателей работы скважин с установками ЭЦН:

«Наработка на отказ» Nar=1216+0,03·Sr+1,73·Qnas+0,04·Hnas-0,03·Hsp-0,45·Qж+0,04·Dlych+0,26·Kyd +4,75·H-25,89·DlDv-7,80·Skab+14,20·Nych-21,87·Nrem-2,97·Ndv-0,61·K-2,05·B40,58·Npov+8,15·Zaz-1,35·Nst-0,1·Mech (1) Коэффициент множественной корреляции уравнения (1) = 0,68;

Дебит скважины по жидкости Qж=2,33·10-2Sr+4,66·10-3Нnas-10,94·lgQж-4,14·lgН-178,3·Bдо4,64·lgКдо+22,7·lgHдин.до+193,2·Вп+11,6·lgКп-5,17·lgНдин.п –55,04 (2) Коэффициент множественной корреляции модели (2) составил 0,Дебит скважины по нефти QH=1,69·10-2Sr+11,9·10-3Нnas-1,19·lgQж-6,23·10-3Нcп-1,16·lgН+101,1·Bдо2,13·lgКдо+3,33·lgHдин.до-96,7·Вп+2,49·lgКп-3,37·lgНдин.п -7,06 (3) Коэффициент множественной корреляции модели (3) составил 0,91.

В уравнениях (1, 2, 3) приняты следующие обозначения:

Наработка на отказ (Nar), сут; срок службы скважины (Sr), сут; номинальная производительность насоса (Qnas), м3/сут; номинальный напор насоса (Нnas), м; глубина спуска насоса (Hsp) м; дебит по жидкости (Qж), м3/сут; длина участков набора кривизны (Dlych), м; удельный коэффициент продуктивности (Kyd), м2/(сут·МПа); длина двигателя (DlDv), м; площадь сечения жил кабеля (Skab), мм2; число участков набора кривизны (Nych); число ремонтов (Nrem); мощность двигателя (Ndv), кВт;

коэффициент продуктивности (К), м3/(МПа·сут); число азимутальных поворотов (Npov); зазор между насосом и обсадной трубой (Zaz), мм; содержание механических примесей (Mech), мг/л; глубина спуска насоса (Нсп), м; толщина пласта (Н), м; обводненность продукции до и после оптимизации (Вдо, Вп), %; Коэффициент продуктивности до и после оптимизации (Кдо, Кп), м3/(МПа·сут);

динамический уровень до и после оптимизации (Ндин.д, Ндин.п), м; напор насоса в номинальном режиме (Нн.ном), м.

По результатам проверочных расчетов режимов работы ЭЦН определены диапазоны изменения производительности и развиваемого напора насосов при различных значениях обводненности продукции. Условно весь интервал изменения обводненности можно разбить на три участка (рис.3):

1 уч.- от 0 до 60 %; 2 уч.- от 60 до 75 %; 3 уч.- от 75 до 100 %.

На первом участке наблюдается понижение напора с ростом обводненности у обоих насосов. Меньшее число ступеней (ЭЦН5-125-750 – 165 ст.) менее критично к повышению вязкости, и кривая напора имеет более пологий вид, чем у насоса с большим количеством ступеней (ЭЦН5-125-1800 – 393 ст.).

С производительностью насосов наблюдается похожая ситуация. У ЭЦН5-125-750 изменение производительности на этом участке составляет м3/сут., тогда как у ЭЦН5-125-1800 – 40 м3/сут.

На втором участке (участке максимальных вязкостей жидкости) напоры насосов сначала уменьшаются, достигая минимума при 70 % обводненности, а потом начинают расти. Производительность насосов так же достигает минимума при 70 % обводненности, и с дальнейшим ее ростом – возрастает.

Третий участок самый благоприятный для напорных характеристик насосов (для него характерна минимальная вязкость водонефтяной смеси).

Кривые напора резко устремляются вверх, достигая максимума к 100% обводненности. Аналогично ведут себя и линии производительности насосов.

ЭЦН5-125-750 (165 ступ.) ЭЦН5-125-750 (165 ступ.) ЭЦН5-125-1800 (393 ступ.) ЭЦН5-125-1800 (393 ступ.) 1200 700 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Обводненность, % Обводненность, % Рис.3. Характеристики ЭЦН при различной обводненности продукции скважины По итогам выполненных исследований сделаны и реализованы на скважинах рекомендации по изменению режимов работы ЭЦН путем согласования характеристик насосов с характеристикой скважины.

В третьей главе работы приведено описание алгоритма и программы расчетов по выбору типоразмеров оборудования УЭЦН и установлению режимов его работы в скважинах. Программа позволяет выполнять расчеты для большинства продуктивных пластов Самотлорского месторождения и выдает в качестве конечного результата технологические параметры всего ряда типоразмеров применяемых насосов. Окончательный выбор типоразмера насоса производится по величине к.п.д. насоса. Программа позволяет м 3/ сут Напор насоса, м Производительность насоса, выполнять расчеты как для условий согласования режимов работы пласта и скважины, так и при установлении форсированных режимов отбора жидкости.

Всего в расчетах по согласованию работы насоса и пласта и оптимизации режимов работы УЭЦН участвовало 100 скважин. В процессе проведения расчетов были построены кривые распределения давления на различных участках ствола скважин: от забоя до приема ЭЦН (по обсадной колонне) и от устья до выкида насоса (по колонне НКТ). В результате расчетов определяли значения давлений в граничных точках рассматриваемых участков и глубины спуска насосов в скважины. В дальнейшем по кривым распределения давления в скважине были определены расчетные значения глубин спуска ЭЦН. Анализ результатов расчетов показал, что в большинстве случаев глубина спуска насосов в скважину значительно превышала расчетную.

Расхождения в значениях допускаемой и фактической глубины спуска насосов под уровень жидкости достигали следующих значений:

- нормально эксплуатирующиеся скважины - Hmax=984м; Hmin=228м;

- скважины, работающие с осложнениями - Hmax=823м; Hmin=338м.

Pages:     | 1 || 3 |






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