Анализ методов повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин на
 Скачать 2.54 Mb.
|
|
2.4.2Конструктивные решения Рациональность и корректность подбора оборудования во многом определяют эффективность дальнейшей эксплуатации скважины. При проведении данной процедуры необходимо действовать в соответствии с технологическим регламентом АО "Томскнефть"-ВНК (№ П1-01.05 ТР- 0001 ЮЛ-098), а также учитывать условия эксплуатации той или иной скважины. Подбор оборудования осуществляется перед каждым спуском УЭЦН в скважину. Для выполнения дизайна погружного оборудования необходимо в обязательном порядке применять специализированное п/о «ROSPUMP», входящий в ИС «Мехфонд». Для создания энергоэффективного дизайна УЭЦН Общество должно предусмотреть организационную схему движения информации от момента отказа УЭЦН до момента заявки на новое оборудование, предполагающую безусловное использование специализированного п/о«ROSPUMP»для создания дизайна УЭЦН при каждом ремонте скважины(при его отсутствии в Обществе допускается использование аналогичного 75 п/о).Также необходимо организовать схему выбора подземного оборудования при проведении ТКРС таким образом, чтобы предлагаемая к монтажу УЭЦН являлась оптимальной с точки зрения экономики, энергоэффективности, фактических условий эксплуатации, имеющихся осложнений, реализации геологического потенциала. Подбор УЭЦН для скважины включает следующие этапы: Сбор и анализ информации по истории эксплуатации и ремонтов скважины и причинах отказов оборудования. Проверка степени корректности исходных данных методом сравнения фактических и расчетных параметров работы оборудования. Определение потенциальной производительности скважины. Выбор максимально эффективного оборудования и глубины спуска с максимальной производительностью при учете факторов, осложняющих эксплуатацию. Проверка ограничений(энергетических, инфраструктурных), связанных с оборудованием. Проверка фактических параметров работы оборудования с расчетными после запуска и вывода на режим скважины. Подбор УЭЦН в АО "Томскнефть"-ВНК производится согласно следующему порядку: 1. Технологическая и геологическая службы ЦДНГ определяют объем работ, который необходимо провести на данном этапе со скважиной на основании имеющейся информации о фактическом коэффициенте продуктивности, анализа причин предыдущих отказов и данных текущей эксплуатации. Объем работ и порядок их выполнения указывается в заказ- наряде на ремонт скважины и в недельном план-графике движения бригад ТКРС. Перечень обязательных работ при подготовке скважины к спуску 76 УЭЦН указан в приложении Технологического регламента Компании «Подбор оборудования, запуск, вывод на режим и эксплуатация скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов» №П1-01.05 ТР-0001. 2. На основании полученных данных и скорректированного объема работ технолог ЦДНГ производит подбор компоновки и типоразмера УЭЦН для спуска в скважину. Подбор оборудования и расчет параметров эксплуатации с помощью специализированного п/о предполагает создание нескольких вариантов для каждой скважины в соответствии с принципами энергоэффективного дизайна УЭЦН. В первом варианте создается дизайн УЭЦН в точности соответствующий фактически спущенному оборудованию, и по давлению на приеме насоса или динамическому уровню жидкости производится моделирование режима работы, предшествующего отказу УЭЦН. Рассчитанный в специализированном п/о дебит жидкости в первом варианте должен совпасть с дебитом, который получен с помощью фактических измерений в АГЗУ и принят за базовый. Базовый дебит жидкости должен быть определен одновременно с замером динамического уровня или давления на приеме, участвующими в расчете. В обязательном порядке в специализированное п/о заносится полная информация по всем узлам УЭЦН: диаметр НКТ, глубина их спуска; типоразмер насоса, его напор, и производитель; наличие газосепаратора; типоразмер, производитель ПЭД; рабочая частота УЭЦН; тип кабеля по температуре, геометрии сечения, диаметру сечения жилы, производителю. 77 Во втором, третьем и т.д. вариантах создаются энергосберегающие дизайны, среди которых путем сравнения удельного энергопотребления по каждому из них, выбирается наиболее эффективный с учетом имеющегося в наличии оборудования. Отказ от оптимизации глубины спуска, диаметра лифта НКТ и сечения кабельной линии может быть вызван техническими ограничениями (например, внутренний диаметр или геометрия эксплуатационной колонны). 3. По скважинам с ГТМ, подбор оборудования производится на основании значения коэффициента продуктивности и прогноза темпа изменения его величины. Подбор УЭЦН необходимо осуществлять таким образом, чтобы обеспечить работу насоса в рабочей зоне РНХ на весь период эксплуатации с учетом изменения продуктивности скважины. Для расширения диапазона производительности УЭЦН, рекомендуется применять частотные преобразователи. 4. По скважинам ЧРФ в обязательном порядке производится детальный анализ причин всех предыдущих отказов УЭЦНза два скользящих года, с учетом заключений комиссии в рамках процесса «День качества». По форме, представленной в приложении Технологического регламента Компании «Подбор оборудования, запуск, вывод на режим и эксплуатация скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов» №П1-01.05 ТР-0001, составляются мероприятия по выводу скважины из ЧРФ, которые утверждаются начальником ОРМФ. 5. Ответственность за правильность подбора оборудования лежит на ведущем технологе ЦДНГ, в то время как ответственность за достоверность геологических параметров (коэффициент продуктивности на скважинах после ГТМ, пластовое давление, процент обводнения добываемого флюида) несет геологическая служба ЦДНГ. 78 6. В случае если при подборе оборудования выясняется отсутствие УЭЦН необходимого типоразмера или группы исполнения, решение принимает ведущий технолог ЦДНГ по согласованию с начальником ОРМФ или лицом, назначенным им ответственным за данное направление. При этом ведущий технолог ЦДНГ обязан организовать выполнение на специализированном п/о повторного дизайна УЭЦН, отличной от расчетной, с моделированием мероприятий, компенсирующих негативное влияние неоптимальных узлов УЭЦН (штуцирование, изменение частоты и пр.).Дизайн УЭЦН прикладывать в эксплуатационный паспорт, для дальнейшего анализа соответствия смонтированного оборудования расчетному при проведении «Дня качества». Начальник ОРМФ обязан организовать ежемесячный накопительный мониторинг линеек оборудования, которых не оказалось в наличии, но рекомендованных п/о «ROSPUMP» с целью последующей корректировки номенклатуры ОНВСС к закупке либо производственной программы, если применяется схема аренды ЭПО. 7. После проведения ремонта и вывода скважины на режим ведущий технолог ЦДНГ, совместно с ведущим геологом ЦДНГ сравнивают фактические данные работы ЭЦН не менее чем за 5 суток (дебит жидкости, динамический уровень или давление на приеме) с расчетными параметрами. В случае отклонения значения фактического дебита от расчетного более чем на 20%, определяется предполагаемая причина его отклонения. Производится перерасчет потенциала скважины. В случае если падение дебита не может быть объяснено уменьшением притока жидкости, производятся технологические операции для определения причин отклонения от режима работы и приведения режима к проектному (опрессовка лифта, промывка УЭЦН, оптимизация рабочего напряжения и частоты ПЭД, проверка АГЗУ и герметичности обратного клапана на устье и т.д.). 79 Основные принципы эффективного дизайна УЭЦН: Дизайн УЭЦН должен обеспечить достижение оптимального потенциала отбора жидкости со скважины. Делается несколько вариантов дизайна УЭЦН для выбора наиболее энергоэффективного. Применение оборудования с максимальным КПД. Проектирование работы ЭЦН в точке максимального КПД. Проектирование ПЭД таким образом, чтобы его загрузка была не менее 70% и не более 90%. Максимальное снижение потерь в кабеле путем оптимального увеличения его сечения и снижения глубины спуска оборудования. Выбор ПЭД с максимально возможным напряжением и минимальным током. Отказ в ряде случаев от использования газосепараторов (либо применение газосепараторов шнекового или вихревого типа) и обратных клапанов. Основные методы, применяемые для снижения потребляемой мощности на стадии дизайна УЭЦН, приведены в таблице 10. Таблица 10– Основные методы, применяемые для снижения потребляемой мощности на стадии дизайна УЭЦН МЕТОД СНИЖЕНИЕ, % Увеличение КПД насоса за счет оптимизации рабочей точки до 30 Увеличение КПД насоса за счет применение новейших конструкций ступеней до 15 Снижение потерь в кабеле и гидравлических потерь за счет уменьшения глубины подвески до 10 Снижение потерь в кабеле за счет увеличения сечения жил до 10 80 Продолжение таблицы 10 Увеличение КПД ПЭД за счет увеличение его загрузки с 70 до 90% 1-3 Выбор ПЭД с максимально возможным напряжением и минимальным током до 7 Отказ от применения без необходимости дополнительного оборудования (газосепараторы, шламоуловители, обратные клапана и т.д.) 0,5-3 Увеличение КПД ПЭД за счет применения 117 габарита вместо 103 или 130 габарита до 4 Снижение гидравлических потерь за счет увеличения диаметра НКТ и устранение штуцера до 20 Использование газосепараторов шнекового или вихревого типов вместо газосепараторов с центробежным барабаном. 1-2 Расчёт типоразмера УЭЦН производится таким образом, чтобы расчетная производительность и напор насоса обязательно находились в диапазоне, рекомендованном заводом-изготовителем для обеспечения максимального КПД насоса и оптимальных нагрузок на подшипники и пары трения (рис.14).При выполнении подбора насоса рекомендуется сделать несколько вариантов расчета и выбрать оптимальный для конкретных скважинных условий (рис.15). Рисунок14 –Расчет рабочей точки ЭЦН 81 Рисунок 15–Выбор оптимального насоса из нескольких вариантов Принципы подбора типоразмера УЭЦН: 1. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение колеса в жидкости. Вследствие чего уменьшается подача, напор, КПД насоса и повышается потребляемая мощность. Зависимость напора, подачи и КПД насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов (деградации), подобранных опытным путем на основании данных предыдущей эксплуатации. 2. Производительность насоса и габаритные размеры УЭЦН должны бытьподобраны таким образом, что бы обеспечить достаточную скорость движения охлаждающей жидкости. В случае если расчетная скорость охлаждающей жидкости окажется ниже минимально рекомендуемой, необходимо запланировать применение кожуха охлаждения ПЭД. 3. Расчетные величины пределов прочности валов секций насосов, 82 ПЭД и гидрозащиты не должны превышать паспортные значения. При превышении предела прочности вала, необходимо перейти к расчету на применение высокопрочных валов или сделать изменения в проекте (снизить рабочую частоту, уменьшить дебит жидкости, уменьшить число ступеней насоса). 4. Корпус насоса обязательно должен быть рассчитан на предел прочности на разрыв. При недостаточной величине прочности корпуса в стандартном исполнении, следует перейти к расчету корпуса повышенной прочности или уменьшить проектный дебит жидкости и соответственно гидростатическое давление в насосе. 5. При выборе типоразмера насоса, необходимо по возможности отдавать предпочтение насосам большего габаритного диаметра для увеличения проходных каналов. Учёт влияния газа на выбор защитного устройства производят с учётом следующих принципов: 1. Расчетное содержание свободного газа в насосе необходимо определить, используя одну из рекомендуемых к применению специализированных п/о. При этом обязательно должна быть учтена естественная сепарация газа. Общее количество газа, поступающего в насос, может быть найдено следующим образом: Q газа в насосе = 1-(1- Кнат. сепар.)*(1- Кэфф.сепап.)*q г , (9) где Q газа в насосе – количество свободного газа поступающего в насос; Кнат.сепар. – эффективность естественной сепарации в долях; Коэфф.сепар. – эффективность применяемого газосепаратора, в долях; q г – общее количество свободного газа. 83 Примечание: общее количество свободного газа на уровне приема насоса зависит от давления насыщения и давления на приеме насоса. Содержание свободного газа на входе в насос – содержание свободного газа в жидкости на уровне подвески насоса. Необходимо отличать его от содержания свободного газа в насосе. Содержание свободного газа в насосе всегда будет меньше, так часть газа сепарируется естественным путем, часть газа выводится в затрубное пространство скважины при работе газосепаратора. При применении секции подпора, возрастет давление на приеме насоса, содержание свободного газа снизится. 2.Проведенные исследования изменения эффективности газосепараторов различных типов при изменении частоты вращения, показали отсутствие четких зависимостей. При отсутствии данных об эффективности газосепаратора, планируемого к спуску в скважину, ее значение при расчетах для всех частот, следует принимать равной 50% как для 5, так и для 5А габарита. 3.Производители насосов дают ограничение по максимальному содержанию свободного газа на приеме насоса в зависимости от применяемого дополнительного оборудования в составе установки. В таблице 11 представлена сводная информация в зависимости от типа ступени насоса. Таблица 11–Допустимая доля газа для различных комплектаций УЭЦН после учета естественной сепарации Тип ступени С входным модулем Диспергатор Газосепаратор Газосепаратор-диспергатор Радиальная 10-15% 15-25% 25-35% 35-45% Диагональная 20-25% 25-55% 55-70% 70-80% 84 4. При планировании использования газосепараторов следует учитывать следующее: Газосепарирующие узлы необходимо использовать только в том случае, если при спуске установки на максимально возможную глубину, расчетное содержание газа в насосе после учета естественной сепарации газа, выше 5% для насосов с радиальным типом ступени и 10% для насосов с диагональным типом ступени. Многочисленные исследования, проведенные в России и за рубежом показали, что при газосодержании в насосе до 5%, напорная характеристика практически не ухудшается. Расчет содержания газа в насосе должен быть подтвержден дизайном УЭЦН в корпоративной ИС «Мехфонд», или на ином специализированном п/о при ее отсутствии. В случаях, когда в процессе эксплуатации, по каким-либо причинам после запуска может произойти снижение добычных возможностей скважины приводящее к увеличению содержания свободного газа на приеме насоса до значений указанных выше, (снижение коэффициента продуктивности или пластового давления после проведения ГТМ), необходимо комплектовать УЭЦН газосепаратором. Для снижения вероятности «полета» УЭЦН, необходимо по возможности ограничить применение газосепараторов роторного типа при большом выносе твердых абразивных частиц и проппанта. При повышенном выносе твердых абразивных частиц рекомендуется применение ступеней диспергаторов и мультифазных секций подпора ЭЦН или газосепараторов вихревого или шнекового типа (рис. 16). 85 Рисунок 16 - Диаграмма выбора типа газосепаратора Углекислый газ, находящийся в растворенном состоянии в добываемой жидкости, повышает уровень ее кислотности, и нейтрализует часть кристаллов карбонатных солей. Увеличение сепарации газа приводит к более интенсивному отложению солей. Это обстоятельство необходимо учитывать при планировании защиты ЭЦН от отложений солей. При наличии замеров дебита газа по системе телемеханики ГЗУ или передвижной замерной установки, подбор оборудования производить применяя ГФ, исходя из прямого расчета, по формуле: ГФ=Qг/Qн, [м 3 /т] (10) Величина энергопотребления от применения газосепаратора роторного типа в зависимости от дебита скважины представлена в таблице 12. Дебит жидкости, м 3 /сут 86 Таблица 12 –Средняя потребляемая мощность газосепаратора в зависимости от дебита Дебит жидкости, м 3 /сут <100 100-250 250-500 >500 Потребляемая мощность, КВт 1,5-2,0 2,0-3,5 3,5-5,0 5,0-7,5 Общие рекомендации по выбору группы исполнения ЭЦН: Определение количества твердых абразивных частиц в добываемой жидкости является важным этапом выбора конструкции ЭЦН. К твердым частицам, вызывающим износ оборудования относятся частицы с твердостью 5 и более по шкале Мооса, в соответствии c Инструкцией Компании «Формирование базы данных по составу и свойствам механических примесей в продукции и отложениях нефтедобывающих скважин» №П1-01.05 И-0010. Точно определить величину проходящих через насос твердых абразивных частиц трудно, но можно использовать методы приближенной оценки. Для оптимизации подбора конструкции насоса и избежание, как необоснованного использования дорогостоящих конструкций насосов, так и насосов с низким ресурсом, рекомендуется проводить периодическое изучение количества и свойств выносимого песка для групп скважин, с одинаковыми геологическими условиями. При отсутствии исследований по конкретному месторождению, AI выносимых частиц и количество твердых абразивных частиц следует принять по аналогичному пласту 87 соседнего месторождения. При выборе насоса необходимо учитывать, что с увеличением его диаметра, при прочих равных конструктивных условиях, увеличивается ширина проходных каналов, следовательно, возрастает надежность при откачке жидкости с большим количеством твердых частиц. Увеличение частоты вращения УЭЦН, увеличивает скорость износа, поэтому проектирование постоянного режима работы ЭЦН с частотой более 50 Гц при значительном выносе абразивных частиц нежелательно. Скорость износа пропорциональна кубу соотношения частот. Поэтому в особо тяжелых случаях рекомендуется проектировать режимы постоянной эксплуатации с частотами менее 50 Гц. При значительном выносе твердых частиц следует применять защитные приспособления для сепарации песка, например, десендеры или проводить мероприятия по ограничению выноса песка из призабойной зоны (установка гравийных фильтров, вскрытие горизонтальным стволом, крепление призабойной зоны и т.д.).Наибольшую опасность для насоса представляют частицы менее 0,25 мм, которые легко попадают в технологические зазоры и вызывают износ. Защитные устройства на прием насоса должны быть подобранны с учетом сепарации частиц менее 0,25 мм (десендеры). Для ограничения производительности оборудования во время запуска сцелью уменьшения выноса абразивных частиц на скважинах после ГТМ следует применять частотные преобразователи, или метод штуцирования. 88 При выборе конструкции насоса необходимо учесть вид износа предыдущего оборудования(радиальный, осевой, эрозионный). Необходимо избегать работы установки УЭЦН в режиме АПВ при выносе абразивных частиц их пласта. При использовании обратного клапана, абразивные вещества, содержащиеся в жидкости, во время отстоя УЭЦН будут оседать внутри насоса. Для снижения затрат на подъем жидкости в НКТ отмечены два основных направления: Подбор оптимального диаметра к дебиту жидкости. Применение внутренних защитных покрытий с низким коэффициентом шероховатости. Расчет потерь напора на гидравлическое трение в НКТ производится как для однородной ньютоновской жидкости по формуле Дарси-Вейсбаха: Δh= λ* 𝐿 𝑑 * 𝑉 2 2𝑔 , (11) где Δh - потери напора на гидравлическом сопротивлении, м.; λ-коэффициент гидравлического трения;V- средняя скорость течения жидкости, м/сек.;g — ускорение свободного падения, м/сек. 2 ;L-длина трубы, м.;d-диаметр трубы, м.; В свою очередь коэффициент гидравлического трения λ зависит от режима движения жидкости, относительной шероховатости стенки трубы и числа Рейнольдса. Проверив сходимость фактических данных со скважин с расчетными на специализированных п/о, а также в соответствии с тем, что рассчитываемые скважины работают во второй области турбулентного режима движения жидкости, определили, что наиболее корректно работает формула Альтшуля: 89 λ=0,1*(1,46 𝜀 𝑑 + 100 𝑅𝑒 ) 0.25 , (12) где ε- Коэффициент шероховатости труб, м.; Re- число Рейнольдса, Со временем на внутренних стенках труб образуется налет, что увеличивает их шероховатость. Поэтому со временем потери напора только увеличиваются. Для расчетов применен коэффициент шероховатости по правой границе диапазона новых стальных цельнотянутых труб ε=0,00005м. Коэффициент шероховатости стальных труб после нескольких лет эксплуатации, битумизированных, умеренно корродированных ε=0,00015-0,0003м. Диаметр НКТ выбирается исходя из планируемого дебита установки с учетом внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и габарита погружного оборудования. Рост гидродинамических сопротивлений приводит к потере напора (табл.13). Таблица 13 |