Работа установки погружных электроцентробежных насосов в кратковременном периодическом режиме - эффективная технология добычи нефти

УДК 622.276

РАБОТА УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

В КРАТКОВРЕМЕННОМ ПЕРИОДИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ — ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ECP UNIT IN THE SHORT-TERM PERIODIC MODE ENSURES THE EFFECTIVE TECHNOLOGY OF OIL PRODUCTION

И. М. Гребенников

I. M. Grebennikov

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: кратковременный периодический режим, технология добычи нефти, УЭЦН, энергоэффективность Key words: short-term periodic mode, oil production technology, ECP unit, energy efficiency

На современном этапе развития нефтяной промышленности одной из основных задач нефтедобывающих компаний является снижение себестоимости добычи нефти, а также возможности увеличения ее добычи. Этого можно достигнуть только при комплексном подходе к решению этой задачи: это и борьба с факторами, осложняющими эксплуатацию скважин, и экономия электроэнергии, и увеличение МРП, и увеличение добычи нефти посредством применения новых рациональных технологий.

Из опубликованных ранее материалов конференций и статей [1-7] в специализированных научно-технических изданиях можно сделать вывод, что технологии, позволяющие решить эти задачи, существуют. Наиболее приемлемая и экономически выгодная из них — это технология кратковременной периодической работы (КПР) установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Главные конкурентные преимущества предлагаемой технологии — снижение себестоимости добычи нефти и увеличение объемов добычи нефти. Снижение себестоимости достигается за счет увеличения межремонтного периода, сокращения расхода электроэнергии, уменьшения влияния осложняющих факторов. Технология кратковременной периодической работы УЭЦН зарекомендовала себя как наиболее эффективный с экономической точки зрения способ механизированной добычи нефти на малодебитных и среднедебитных скважинах, что на сегодняшний день является одной из самых актуальных проблем нефтяной отрасли.

Надо отметить, что сама идея КПР известна достаточно давно — с 1960-х годов [6]. Мы подошли к решению этой проблемы с учетом как накопленного опыта, так и возможностей новых технологий.

Технология кратковременной периодической работы представляет собой способ механизированной добычи нефти из скважин, оборудованных УЭЦН, при котором циклическую кратковременную откачку жидкости из скважины чередуют с

№ 5, 2014

Нефть и газ

15

накоплением. Забойное давление (депрессия) меняется незначительно (2-5 атм.) [1-5], поэтому гидродинамические процессы в пласте и стволе скважины от забоя до приема насоса почти не отличаются от процессов при непрерывной эксплуатации скважин, то есть КПР — практически непрерывный способ эксплуатации скважин с точки зрения гидродинамики. Для КПР используют высокопроизводительные УЭЦН (Р > 60 м3/сут.), станции управления (СУ) с преобразователями частоты (ПЧ) и, как правило, системы погружной телеметрии (ТМС). В малоде-битную скважину спускается УЭЦН производительностью, значительно превышающей приток. Периоды откачки жидкости из скважины (максимум 10 минут) чередуются с периодами накопления жидкости (максимум 20 минут), подбираются индивидуально для каждой скважины, но период откачки должен быть кратковременным. Таким образом, КПР представляет собой комбинацию периодической и непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН.

Оборудование, применяемое при КПР. При КПР можно использовать насосы обычного исполнения отечественных производителей, которые повсеместно применяются на нефтяных месторождениях. В компоновку для эксплуатации насосов в режиме КПР входит станция управления с плавным пуском, которая дает возможность регулирования временных интервалов откачки и накопления, а также значения давления на приеме по ТМС. Во-вторых, непосредственно сам ЭЦН. В-третьих, в состав компоновки входит блок ТМС, посредством которого осуществляется контроль температуры двигателя и давления на приеме ЭЦН, его применение помогает значительно оптимизировать работу установки. Также данное оборудование не требует дополнительных финансовых вложений, так как оно имеется в наличии на производственных базах подрядных организаций; существует база для ремонта и обслуживания данных установок, имеется богатый опыт по их эксплуатации и ремонту.

При кратковременной периодической работе ЭЦН обеспечивается снижение уровней вибрации УЭЦН, а нагрев кабеля и ПЭД происходит в меньшей степени за счет кратковременной работы установки, что позволяет увеличить МРП. При КПР отсутствуют ударные токовые перегрузки при пуске УЭЦН за счет станций управления с плавным пуском, служащие основной причиной отказов кабельных линий и удлинителей.

В условиях эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом механических примесей, повышение МРП при КПР в 1,5-2 раза вполне реально. Причем подобный результат предполагает использование недорогого ЭЦН обычного (не износостойкого) исполнения, что при других способах эксплуатации скважин невозможно. Данная технология дает мощный инструмент, с помощью которого в той или иной степени можно ослабить негативные проявления всех основных осложняющих факторов, а в ряде случаев полностью нейтрализовать их.

Уход от отказов по причине снижения динамического уровня и дополнительная добыча. Ежегодно на нефтедобывающих предприятиях теряется большое количество нефти из-за отсутствия оборудования и соответствующей технологии для максимального понижения забойного давления. Существующие методы работы при низком забойном давлении приводят к потерям в добыче или к существенному уменьшению МРП. Например, применение в малодебитных скважинах штанговых насосов не позволяет провести достаточное заглубление, и их максимальная производительность не соответствует дебитам скважин, более производительные насосы не позволяют сделать дополнительное заглубление.

Также проблемы при эксплуатации в малодебитных скважинах возникают во время применения УЭЦН, так как на данный момент на рынке не представлены качественные и недорогие установки малых типоразмеров, а существующие работают в левой части рабочей зоны, что приводит к срывам подачи и частым внутри-сменным простоям, в результате мы получаем внушительные потери.

Применение метода КПР позволит уйти от вышеописанных проблем, так как УЭЦН всегда работает в оптимальном режиме. Контроль за работой скважины с помощью блока ТМС позволяет без риска для установки проводить более быстрое и качественное освоение, во время эксплуатации максимально понижать забойное давление и увеличивать депрессию на пласт, что способствует дополнительному притоку флюида. Дополнительно мы получаем эффективную и постоянную обработку призабойной зоны в импульсном режиме, где чередуются импульс депрессии и импульс репрессии. Попеременно меняющееся воздействие на продуктивный пласт дает возможность эффективно «раскачать» пласт, добиться максимизации притока и приобщить трудноизвлекаемые пропластки.

Технологические плюсы метода. Благодаря применению для КПР высокопроизводительных УЭЦН удается увеличить скорость откачки жидкости из скважин. Наряду с возможностью глубокого регулирования давления на приеме УЭЦН данная особенность КПР позволяет значительно сократить сроки и повысить качество освоения скважин, так как основным параметром, определяющим время и качество освоения скважины, служит скорость изменения депрессии на пласт. Благодаря большому запасу производительности УЭЦН способен откачать жидкость глушения при освоении скважин за достаточно короткое время. Повышение скорости изменения депрессии на пласт позволяет периодически проводить технологические операции по интенсификации притока жидкости в скважины аналогично сва-бированию, без остановки оборудования и его подъема из скважины, что снижает вероятность кольматации ПЗП.

Изначально технология КПР не подразумевает использование «классических» методов борьбы с осложняющими факторами, но и не исключает их, а если в процессе использования КПР возникли осложнения, наоборот, повышает эффективность данных методов.

Как отмечалось выше, при КПР откачка жидкости производится в основном из затрубного пространства скважины, расположенного над установкой УЭЦН. Это повышает эффективность использования устьевых дозаторов ингибиторов солеот-ложений, АСПО, коррозии и других реагентов.

Такой эффект достигается при упрощении процедуры «доставки» реагентов к нужным узлам добывающего оборудования и увеличения длительности воздействия реагентов на узлы УЭЦН благодаря значительному превышению времени накопления жидкости в скважине при неработающем оборудовании над временем откачки жидкости из нее.

Борьба с солеотложениями и мехпримесями. Ввиду конструктивных особенностей УЭЦН насос с малой производительностью обладает гораздо меньшей площадью канала, по сравнению с таковой у насоса большой производительности.

В связи с этим КПД малодебитных УЭЦН, работающих в постоянном режиме, с течением времени существенно снижается из-за отложения солей на рабочих органах и засорения проточных каналов мехпримесями. УЭЦН увеличенного типоразмера, работающие в режиме КПР, менее подвержены этим процессам за счет более широких проточных каналов и более высоких скоростей движения пластовой жидкости в насосе. Это способствует срыву отложений с внутренних поверхностей ЭЦН и НКТ, равно как и снижению интенсивности отложения солей. Статистика свидетельствует, что малая высота (около 3 мм) каналов ЭЦН с подачей 15-50 м3/сут. служит основной первопричиной остановок скважин из-за засорения рабочих органов механическими примесями и солеотложениями. По этой же причине происходит более половины отказов УЭЦН для среднедебитных скважин, так как высота их каналов не превышает 4 мм. Каналы рабочих органов ЭЦН производительностью 60-125 м3/сут. имеют высоту 6-8 мм, поэтому отказы по причинам засорения рабочих колес этих установок мехпримесями, проппантом и солеотло-

жениями при кратковременной периодической работе скважин происходят значительно реже.

Кроме того, повышенное содержание мехпримесей в добываемой продукции и интенсивное отложение солей зачастую приводит к заклиниванию рабочих органов ЭЦН. Наличие в составе станций управления УЭЦН преобразователей частоты и программируемого контроллера позволяет осуществлять при КПР «расклинивание» ЭЦН с использованием нескольких различных режимов и продолжать эксплуатацию скважин без простоев и подъема добывающего оборудования. При этом откачка жидкости при КПР осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса, поэтому работа установок не сопровождается увеличением выноса мехпримесей.

Таким образом, при кратковременной эксплуатации УЭЦН большой производительности есть возможность существенно снизить воздействие солеотложений и мехпримесей.

Энергоэффективность. При эксплуатации скважины в режиме КПР происходит существенное сокращение расхода электроэнергии. Экономия электроэнергии достигается за счет того, что используемые для КПР УЭЦН производительностью более 60 м3/сут. отличаются более высоким КПД по сравнению с установками средней производительности [6]. Например, максимальный КПД ЭЦНА5-15 составляет всего 28,5 %, тогда как у ЭЦНА5-125 этот показатель достигает 59 %, что в 2 раза выше. Скважина, эксплуатируемая в режиме КПР, суммарно работает по 56 часов в сутки, и даже с учетом более мощного ПЭД достигается уменьшение потребления электроэнергии более чем в 2 раза. Кроме того, регулирование подачи ЭЦН при помощи станции управления с преобразователем частот позволяет избежать потерь электроэнергии, неизбежных при регулировании подачи штуцированием (рис. 1).

Рис. 1. Энергоэффективность скважины при эксплуатации в режиме КПР

Сокращение потребления электроэнергии при переходе с непрерывной эксплуатации малодебитных скважин УЭЦН на кратковременную периодическую работу позволяет ежегодно экономить значительные суммы денег.

Опытно-промышленные работы. С конца 2011 года на Новомостовском месторождении начались опытно-промышленные испытания данной технологии. Эксперимент проводили на 7 скважинах. Гидродинамические характеристики этих скважин представлены в таблице 1.

Таблица 1

Скважины с КПР Новомостовского месторождения

Номер скв. Фактический режим до внедрения метода КПР Текущий режим после внедрения метода КПР

ГНО Ож, м3/сут Он, т/сут % воды ГНО Ож, м3/сут Он, т/сут % воды

9825 Э-35/1700 15 11,2 11 Э-60/2100 15 11,2 11

9875 Э-30/1700 16 12,2 9 Э-59/2000 16 12.1 10

9824 Э-30/1700 4 3,2 5 Э-59/1900 11 8,8 5

9822 Э-25/1900 8 4,5 33 Э-59/1900 10 5,6 33

9821 Э-25/1900 10 2,9 65 Э-59/1980 18 5,3 65

9833 Э-25/1700 11 1,2 87 Э-59/2100 15 1,6 87

9808 Э-25/1755 15 9,8 22 Э-80/1700 15 9,8 22

Средний дебит по данным скважинам составлял 11,2 м /сут. Данные скважины были выбраны в связи с невозможностью перевода их на эксплуатацию ШГН из-за низких динамических уровней и ограничений по глубине спуска, а имеющиеся в наличии установки УЭЦН работали бы малоэффективно ввиду того, что дебиты скважин не позволяют им работать в постоянном режиме.

Для расчета возможных потерь были сделаны подборы с применением программы «ПТК-Насос». Ниже представлен подобный подбор на примере скв. 9808 Новомостовского месторождения, где можно наблюдать, что при спуске менее производительного насоса изменяется планируемый динамический уровень, за счет чего, соответственно, уменьшается депрессия на пласт и расчетный дебит скважины. Режимный дебит скважины составлял при Нд 1601/38 15 м3 /сут. Данный подбор представлен на рис. 2.

Рис. 2. Подбор ПТК-Насос по скважине 9808

В представленном подборе хорошо видно, что при уменьшении типоразмера ГНО дебит бы составлял 12,5 м3/сут., что при учете низкой обводненности скважины (22 %) привело бы к потерям в размере 1,64 т/сутки.

Рассмотрим, как работает скважина в режиме КПР. На рис. 3 представлены графики регистратора со скв. 9821 Новомостовского месторождения.

Рис. 3. Показания регистратора со скв. 9821

На графике регистратора видно, что на скважине наиболее эффективный режим работы устанавливается на основании ТМС. Данный режим исключает откачку жидкости до приема насоса и одновременно с этим позволяет минимизировать забойное давление. Как мы видим из графика, установка работает равными циклами, загрузка ПЭД составляет 80 %, а нагрев двигателя не превышает 86 0С, данные показатели являются оптимальными для работы установки и позволяют эксплуатировать насос в щадящем режиме, создавая тем самым резерв для повышения наработки оборудования на отказ.

Также в процессе опытных работ было выявлено существенное снижение потребления электроэнергии на скважинах, работающих в режиме КПР. Эффект, подтвержденный данными регистраторов, представлен в следующей таблице.

Таблица 2

Расчет энергоэффективности скв. 9808

Наименование До внедрения После внедрения Отклонение

Мощность ПЭД, кВт 22 40 18

Активная мощность, кВт/ч 19 37,8 18,8

Время работы, ч 24 5,4 -18,6

Суточное энергопотребление, кВт/ч 456 209 -247

Годовое энергопотребление, кВт/ч 166 440 76285 -90 155

Стоимость электроэнергии, руб. 2,03 2,03 0

Годовая стоимость электроэнергии, руб. 337 873,2 154 858,55 -183 014,65

Экономия в % 55 %

ОПР показали, что в зимний период времени не происходит замерзания коллекторов и штуцерных колодок, так как из-за короткого времени простоя арматура и коллектор не успевают замерзнуть, а поток жидкости высокой скорости во время работы УЭЦН размывает образования льда, появившиеся в арматуре во время простоя, если таковой все-таки успел образоваться.

В результате анализа данных по скважинам были внесены предложения по организации работы в режиме КПР, в том числе и осложненного фонда, даны рекомендации по комплектации УЭЦН и разработана методика по работе в режиме КПР. В результате опытно-промышленных работ технология подтвердила свою высокую эффективность.

Данная технология эксплуатации УЭЦН позволила увеличить уровень добычи, увеличить МРП, а также сократить потребление электроэнергии более чем в 2 раза, что привело к существенному уменьшению эксплуатационных затрат.

Список литературы

1. Кузьмичев Н. П. КЭС — эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей // Инженерная практика. - 2010. - № 2.

2. Кузьмичев Н. П. КЭС — новый подход к повышению рентабельности добычи нефти // Бурение и нефть.- 2005.-№ 6.

3. Кузьмичев Н. П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2005. - N° 6.

4. Кузьмичев Н. П. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях // Технологии ТЭК.-2005.- № 4.

5. Кузьмичев Н. П. Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти // Территория Нефтегаз. - 2005. -№ 9-10.

6. Аптыкаев Г. А. Сулейманов А. Г. Интенсификация добычи и увеличение МРП скважин оборудованных УЭЦН, методом КПР // Инженерная практика. - 2011. - № 4.

7. Антипин М. Н. Результаты внедрения циклической эксплуатации УЭЦН в ОАО «Самотлорнефте-газ», 2011. -№ 5.

8. Балыкин В. Н. Итоги работы механизированного фонда скважин ТПП «Урайнефтегаз» за 2011 г.

9. Бухаленко Е. И., Бухаленко В. Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. - М.: Недра, 1991 г.

10. Ивановский В. Н., Дарищев В. И., Каштанов В. С., Мерициди И. А. Нефтегазопромысловое оборудование. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006.

11. Репин Н. Н. Технология механизированной добычи нефти. - М.: Недра, 1975.

12. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добычи нефти. - М.: Недра, 1974.

Сведения об авторе

Гребенников Иван Михайлович, технолог, RUSPETRO, тел. 89224732200, e-mail: ssenav03@yan-dex.ru

Grebennikov I. M., process engineer, RUSPETRO, phone: 89224732200, e-mail: ssenav03@yandex.ru