Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Две установки ЭЦН-30 были внедрены, как эксперимент в 2001г, завод производитель « БОРЕЦ»,эти установки хорошо зарекомендовали себя в зоне малых подач, т.е в левой зоне.

Среди малодебитных УЭЦН наибольшее применение на данный момент имеет Э -25, заводов производителей « Борец», « Новомет». На конец 2001г произошло 10 отказов Э -25, 9 из них отработали гарантийный срок, хотя средняя наработка Э -25 меньше, чем У ЭЦН- 20 И ЭЦН- 30 и составляет 477,9 суток. Сравнение установок данных типоразмеров имеет условный характер, т.к ЭЦН -20 уже не применяются, а ЭЦН -30 только собираются эксплуатировать.

За четыре года на фонде ЦДНГ- 1 по ЭЦН -50 произошло 515 отказов, из них 253 отработали гарантийный срок, средняя наработка составила 438,7 суток и 262 установки не отработали гарантийный срок, средняя наработка по ним составила 129 суток.

Показатели работы ЭЦН- 80 намного лучше, чем у ЭЦН -50, за четыре года на фонде оборудованном УЭЦН- 80 имеется всего 30 отказов, 20 из них отработали гарантийный, средняя наработка составила 109,6 суток. Учитывая то, что количество ЭЦН- 50 и ЭЦН -80 по ЦДНГ- 1 одинаково, на конец 2001 года оно составило 30 и 31 скважина соответственно, следует вывод, что лучше себя зарекомендовали ЭЦН –80.

Стоимость ремонта наиболее применяемых TD - 280 и TD - 450 в ЗАО «ОЙЛПАМП», в среднем равна 26930 тыс. долл. и 37930 тыс. долл. соответственно. В эту стоимость входит тестирование и ремонт установки, ее величина зависит насколько изношен УЭЦН.

Российские установки обходятся значительно дешевле. Так, например, целиком отремонтировать ЭЦН 50 в «ОЙЛПАМП» стоит порядка 201126 тыс. руб.(5830 долл.), а частичный ремонт и тестирование этой же установки стоит около 60000 руб.(1740 долл.) В сравнении новая установка завода «Алнас» стоит 90 000 рублей.

5.5 Анализ применения УЭЦН  импортного производства 

Проведем анализ работы УЭЦН импортного производства на основании данных о работе насосов эксплуатируемых на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз».

УЭЦН фирмы ESP.

Таблица 5.8 Наработка скважин оборудованных ТД-280

ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	1	889	3	185,7
1999	4	902	4	193,3
2000	3	611,3	4	195,5
2001	5	482	3	223,3
13	721,1	14	199,5

 

Таблица 5.9 Наработка скважин оборудованных ТД-450

ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	5	707,8	5	35,4
1999	4	446,5	4	35
2000	2	700	2	215
2001	9	562,1	-	-
20	604,1	11	95,1

 

Таблица 5.10 Наработка скважин оборудованных ТД-750

ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	-	-	1	0
1999	2	692	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
2	692	1	0

 

УЭЦН фирмы Centrilift

Таблица 5.11 Наработка скважин оборудованных FS-300

ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	2	46
1999	-	-	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
-	-	2	46

 

Таблица 5.12 Наработка скважин оборудованных FS-400

ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	1	255
1999	-	-	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
-	-	1	255

 

Таблица 5.13 Наработка скважин оборудованных FS-950

ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	-	-
1999	1	679	-	-
2000	-	-	-	-
2001	1	836	-	-
2	757,5	-	-

 

УЭЦН фирмы TEMTEX

Таблица 5.14 Наработка скважин оборудованных Е-60

ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	1	360	-	-
1999	-	-	-	-
2000	1	1263	-	-
2001	-	-	-	-
2	811,5	-	-

 

 

Рисунок 5.5 Анализ наработки импортных УЭЦН

В приведенных выше таблицах сравниваются установки импортного производства одинаковых типоразмеров, по наработке на отказ. Общая их наработка на 01.01.2001г. составляет – 898,55 суток. Самыми применяемыми из импортных УЭЦН по фонду ЦДНГ являются ТD-280 и ТD-450. Средняя наработка по TD-280 за четыре года составила: НОГС – 199,5 суток и ОГС – 721,1суток, по TD-450 НОГС- 95,1 суток и ОГС –604,1 суток.

Установки TD –280 опережают по количеству отказов не отработавших гарантийный срок другие типоразмеры импортных УЭЦН по ЦДНГ-1.

За период с 1998 по2001г были демонтированы 27 установок TD-280. Из них 13 (48%) отработали гарантийный срок и 14 (52%) – не отработали гарантийный срок.

Новые установки иностранных производителей за период с 1998 по 2001 год на месторождения ТПП « Когалымнефтегаз» ЦДНГ-1 не внедрялись. Основной причиной, того что все установки импортного производства отработали гарантийный срок, является то, что перед каждым внедрением нового насоса проводилось скрепирование и шаблонирование эксплуатационной колонны, с последующей промывкой. На данный момент работают установки отремонтированные на базе ЛУКойл ЭПУ Сервис. Показатель по наработке импортных отремонтированных установок значительно ниже, чем западных аналогов, но превосходят показатели работы УЭЦН российских производителей.

Из таблицы также видно, что фонд скважин оборудованных ТД-280 и ТД-450 примерно одинаков. По количеству отказов ТД-280 превышает ТД-450, но и наработка по ТД-280 выше, чем ТД-450.Отсюда следует вывод, что неправильным будет выделять из них лучшую установку, так как в целом по ЦДНГ-1 показатели этих установок одинаковые.

5.6 Способы борьбы  с осложнениями при эксплуатации  УЭЦН

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.

2. Рекомендуется  внедрять углепластиковые рабочие  органы, которые повышают чистоту  поверхности проточных каналов  рабочего колеса и повышают  гидродинамические характеристики  насоса. Также углепластиковые рабочие  органы легче в 7 раз чугунных  рабочих органов, что понизит  вибрацию насоса т.к. вибрация  является основной причиной всех  видов расчленений.

3. Для борьбы  с солеотложениями рекомендуется  применять углепластиковые рабочие  колеса и обработка скважин  ингибиторами солеотложений, например, реагентами типа ТХ – 1312 и ХПС  – 001 Когалымского завода химреагентов.

4. При осложнении  эксплуатации скважин парафиноотложениями  следует применять механический  способ борьбы, такой как спуск  механических скребков и применять  двухступенчатую подвеску УЭЦН.

5.7 Подбор оборудования  и установление оптимального  режима эксплуатации скважин  оборудованных УЭЦН

Эксплуатация скважин бес штанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов без штанговых установок - установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), – на долю УЭЦН находится примерно половина всей, добываемой в отрасли, жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных программ.

Излагаемый ниже экспресс - метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы УЭЦН и успешно применяется в НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1.

 

5.7.1 Расчет оптимального  давления на приеме

Одним из важнейших параметров работы УЭЦН является давление на приеме. Заниженное его значение может привести к снижению и даже срыву подачи установки из-за высокого содержания свободного газа на приеме (более 20% по объему). Завышенное давление на приеме означает неоправданно глубокую подвеску установки и вследствие этого дополнительный расход насосно-компрессорных труб, кабеля; увеличение времени спуско-подъемных работ; повышение вероятности обрывов установки, повреждения кабеля и т.д. Поэтому давление на приеме Pпр определяется по следующей схеме: 1) Определяем давление при котором, объемное газосодержание bmax равно 0,2; 2) Если полученное значение меньше минимального [Pпр ]мин (с учетом возможного снижения пластового давления), то увеличиваем его до минимального (Pпр = [Pпр ]мин = 2,0 МПа).

Давление на приеме при газосодержании bmax равным 0,2 определяется из системы уравнений:

, (1)

где Gпр - газовый фактор на приеме, м3 /м3 ;

G0 - газовый фактор при атмосферном давлении, м3 /м3 ;

Pнас - давление насыщения нефти газом, мПа;

B - обводненность, доли ед.;

f - коэффициент  разгазирования;

ya - содержание азота при однократном разгазировании, %

Корректировка паспортной характеристики насосов

Поскольку напорные характеристики насосов нормируются как правило на пресной воде, то при расчетах их необходимо пересчитывать с учетом свойств откачиваемой жидкости (в основном вязкости и газосодержания), т.е. получить скорректированные напорные характеристики установок ЭЦН.

Напорная характеристика УЭЦН H-Q обычно задается по трем точкам в рабочей области (в зоне максимального КПД), т.е. для значений подач Q1, Q2, Q3 задаются соответствующие им значения напоров H1, H2, H3.

Для того, чтобы скорректировать напорную характеристику, необходимо учесть:

1) Изменение объема (усадку) жидкости, Qжпр, м3 /м3 при снижении давления от давления на приеме до атмосферного, вычисляется по формуле:

, (2)

где Qж - дебит жидкости скважины (при атмосферном давлении), м3 /сут;

B - обводненность, доли ед.;

b - объемный коэффициент  нефти;

Pпр - давление на приеме, МПа;

Pнас - давление насыщения нефти, МПа;

2) Коэффициент подачи  от вязкости жидкости,вычисляется по формуле:

, (3)

где v - вязкость жидкости, мПа/с;

Qn - подача паспортная нормированная (на воде), м3 /сут;

3) Коэффициент напора  от вязкости, вычисляется по формуле:

, (4)

 

где q =Qжпр/Qn

v - вязкость жидкости, мПа.с;

- дебит жидкости на приеме, м3 /сут;

Qn - подача паспортная нормированная (на воде), м3 /сут;

4) Коэффициент напора  от газосодержания, вычисляется  по формуле:

, (5)

где b - объемное газосодержание на приеме;

- дебит жидкости на приеме, м3 /сут;

Qn - подача паспортная нормированная (на воде), м3 /сут;

Далее для ряда значений подач Q1 , Q2 , Q3 и т.д находим соответствующим им значений подач с учетом усадки по формуле(2) Q1пр , Q2пр , Q3пр . Затем определяем скорректированную напорную характеристику, важно что коэффициенты напора зависят от подачи по формулам(4-5):

и , (6)

где - скорректированная напорная (H-Q) характеристики УЭЦН.

Построение гидродинамической характеристики скважины

Физический смысл гидродинамической характеристики (ГДХ) в данной скважине получить заданный дебит.

Очевидно, что напор, необходимый для подъема заданного дебита должен поднимать жидкость с динамического уровня скважины и кроме того, создавать буферное давление.

, (7)

де dP(l) – градиент давления на глубине l с учетом зенитного угла, Па/м (в соответствии с разделом 3);

где Pбуф - буферное (устьевое) давление, Па;

Pпр – давление на приеме, Па;

rж (l) - плотность жидкости на глубине l, кг/м3 ;

g - ускорение свободного  падения, м/с2 ;