Способы повышения технологической эффективности эксплуатации ЭЦНУ при наличии свободного газа на приеме насоса

Необходимо отметить, что при любом способе подбора ЭЦНУ есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт –  скважина – насосная установка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

1. процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
2. инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора ЭЦНУ при выбранных допущениях выглядит следующим образом.

1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины – давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.
2. По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины – прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса. Либо давление на приёме насоса обеспечивающее нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину.  Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса. В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики. Если же результат расчета оказывается нереальным (например,  глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется при измененных исходных данных, например, при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д. Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.
3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости – вязкость, плотность, газосодержание.
5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам – подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).
6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки – обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода,  токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкос, а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты. Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок, расчет необходимо провести по новому (с измененными характеристиками насоса и двигателя).
7. После окончательного подбора ЭЦНУ по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.
8. После окончания подбора, ЭЦНУ при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

При подборе  установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора.

Основными среди этих допущений являются:

1. равномерное распределение  мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения;
2. равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке «забой скважины – прием насоса» при любых величинах дебитов скважины;
3. пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ;
4. тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах;
5. процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим;
6. температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД; 
7. потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

 

 

 

 

 

 

5 ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ ПО УТОЧНЕНИЮ ГЛУБИНЫ СПУСКА

ЭЦН В СКВАЖИНЫ

 

5.1 Исходные данные, необходимые для проведения расчётов по уточнению глубины спуска ЭЦН в скважины, представлены в таблице 5.1

 

Таблица 5.1

№	Наименование величины		Размерность	Значение
1	Плотность воды			1020
2	Плотность нефти			860
3	Плотность газа			1,05
4	Планируемый дебит скважины			92
5	Обводненность продукции пласта		-	0,7
6	Газовый фактор			70
7	Глубина расположения пласта			1890
8	Пластовое давление			16
9	Давление насыщения			8,3
10	Коэффициент продуктивности			1,8
11	Газосодержание на приёме насоса		-	0,25
12	Температура на устье скважины			288
13	Температура на приёме насоса			323
14	Коэффициент сжимаемости нефти			6,5×10-4

 

5.2 Определяем плотность водогазонефтяной смеси на участке «забой скважины – прием насоса»

5.3 Определяем забойное давление, при котором  обеспечивается заданный дебит скважины

 

5.4 Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите скважины

 

5.5 Принимаем коэффициент сепарации газа из рекомендаций [5] для колонн диаметром

5.6 Определяем объём растворённого в нефти газа при газосодержании на приёме насоса

5.7 Определяем относительную плотность  газа по воздуху

5.8 Определяем псевдокритические  давление и температуру по графикам [6; рисунок 9.2]  при

5.9 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.10 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам   Брауна  [6; рисунок 9.4] 

5.11 Определяем величину удельного приращения объёма нефти при растворении в ней газа к газосодержанию

5.12 Принимаем температурный коэффициент  в зависимости от плотности нефти по [6; стр. 117]

5.13 Определяем объёмный коэффициент  нефти, соответствующий давлению  на приёме насоса

5.14 Определяем давление на приёме  насоса

5.15 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.16 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам   Брауна  [6; рисунок 9.4] 

5.17 Определяем объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса

5.18 Определяем давление на приёме насоса

 

5.19 Принимаем давление на приёме насоса и определяем приведённые давления и температуру

5.20 Определяем коэффициент сжимаемости газа по графикам   Брауна  [6; рисунок 9.4] 

5.21 Определяем объёмный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приёме насоса

5.22 Определяем давление на приёме насоса

 

5.23 Принимаем окончательно давление на приёме насоса, так как дальнейшее уточнение не имеет смысла (расхождение между и   менее 3%, что выше точности определения по графикам)

5.24 Определяем глубину погружение насоса под динамический уровень

5.25 Определяем глубину подвески насоса

 

 

6 СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЦНУ ПРИ НАЛИЧИИ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ПРИЕМЕ НАСОСА

 

Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦНУ:

1. спуск насоса в зону, где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;
2. применение различных конструкций сепараторов;
3. монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
4. принудительный сброс газа в затрубное пространство;
5. применение комбинированных насосов.

Создание на приеме насоса давления, равного давлению насыщения нефти газом или близкого к нему. Метод широко распространен, так как прост технологически и организационно. Однако данный метод является неэкономичным, поскольку для его осуществления требуется спуск насоса на большие глубины. Это связано с затратами на НКТ, кабель, электроэнергию и спускоподъемные операции, а иногда невыполнимо по техническим причинам.

Применение сепараторов. Метод предусматривает применение на приеме насоса специальных устройств, разделяющих жидкость и газ, и выброс последнего в затрубное пространство скважины. В различных нефтедобывающих районах прошли промышленное апробирование сепараторы как отечественные, так и импортные. По данным эксплуатации УЭЦНМ5-125-1500 с сепаратором МН-ГСЛ5 на Таллинском месторождении Западной Сибири была зафиксирована удовлетворительная работа УЭЦН в течение длительного времени при объемном расходном газосодержании, равном 0,81.

Применение диспергаторов. По данным исследований «БашНИПИнефть» и НГДУ «Туймазанефть», диспергаторы позволяют увеличить допустимое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 0,10 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и должны отвечать главному условию – создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы можно устанавливать как вне, так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах, образующих вязкую эмульсию, так как способствуют разрушению ее структуры.

Принудительный сброс газа из затрубного пространства. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость до приема насоса и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно.

Применение комбинированных насосов. «Вредное» влияние свободного газа на работу насоса уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

На данный момент почти половина малодебитных скважин эксплуатируется с использованием УЭЦН в периодическом режиме, при котором эксплуатация скважин менее рентабельна и дебит на 40 % меньше по сравнению с эксплуатацией скважин в непрерывном режиме. Невозможность работы в непрерывном режиме преимущественно объясняется предельно высокой обводненностью пластовых жидкостей и повышенным газовым фактором. Отрицательное влияние газа на работу всех типов насосов общеизвестно. Одним из основных факторов, определяющих это влияние, является газосодержание у входа в насос. Наличие свободного газа приводит к снижению напорной характеристики и соответственно смещению режима работы насоса влево от оптимальной области по напорной кривой. Такое смещение обусловливает снижение КПД, уменьшение подачи и может привести к перегреву электродвигателя и выходу всей установки ЭЦН из строя.

В связи с этим необходимо учитывать влияния свободного газа на эксплуатацию УЭЦН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных  месторождений.    Проектирование разработки.    Под общей ред. Ш. К. Гиматудинова М.: Недра, 1983.
2. Бурцев И. Б., Муфазалов Р. Ш. Гидромеханика совместной работы нефтяного пласта, скважины и подъёмного оборудования при добыче нефти. Изд-во Моск. ун-та, 1994.- 224с.
3. Журналы «Нефтяное хозяйство», «Нефтепромысловое дело» обзорная информация «Нефтепромысловое дело» и др.
4. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.- 510с.
5. Сборник   задач   по  технологии  и  технике  нефтедобычи:  Учеб. Пособие  для   ВУЗов  /И. Т.  Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон и др. – М., Недра, 1984.- 272с.
6. Гидромеханика процесса добычи нефти погружными центробежными и штанговыми насосами./И.Б.Бурцев, Р. Х. Муслимов, Р. Ш. Муфазалов. Изд-во МГГУ, 1995.- 240с.
7. Девликамов В. В., Зейгман Ю. В. Техника и технология добычи нефти.- Уфа: Изд. УНИ, 1987.- 116с.