научный проект. проект Зият. Исследования скважин при эксплуатации установками электроцентробежных насосов при добыче нефти на месторождениях ЗападноКазахстанского региона
 Скачать 429.1 Kb.
|
|
Западно-Казахстанский инновационно-технологический университет Инженерно- гуманитарный факультет Кафедра нефтегазового дела НАУЧНЫЙ ПРОЕКТ на тему: «Исследования скважин при эксплуатации установками электроцентробежных насосов при добыче нефти на месторождениях Западно-Казахстанского региона ». Выполнили: Студенты 3 курса специальности: Абдесов А.Р. нефтегазовое дело и электроэнергетика Сарсенбаев А.К. Научный руководитель Калешева Г.Е. ст. преподаватель Уральск, 2022г. С  одержание
Аннотация В данной работе описываются анализ работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН на месторождениях Западно- Казахстанского региона (Узень и Жетыбай) проблемы, возникающие во время работы скважин, предлагаемые пути их решения. В основной части проекта приводится анализ эксплуатации скважин УЭЦН, основные параметры работы скважин. Так же говорится о различных проблемах, возникающих при эксплуатации УЭЦН, причины, влекущие за собой проблемы и их решения в других нефтегазодобывающих компаниях, за счет применения новых технологий. Приведен расчет экономической эффективности применения УЭЦН. Заключительная часть содержит выводы о проделанной работе. Введение Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти по всему миру. За последние пятнадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла с тридцати до семидесяти процентов от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем. Однако на многих месторождениях работа серийных установок ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Вредное влияние свободного газа, фонтанирование по затрубному пространству, тяжелый вывод на режим после глушения при подземных ремонтах, падение коэффициентов продуктивности скважин из-за глушения и низких забойных давлений - вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти установками ЭЦН. Значительное число скважин эксплуатируется периодически вследствие срывов подачи ЭЦН. Многие скважины вообще находятся в бездействий из-за невозможности освоить их серийным (даже дорогостоящим импортным) насосным оборудованием. Кроме того, режимы разработки наших нефтяных месторождений практически никогда не бывают стационарными. С одной стороны, этому способствуют отключения кустовых насосных станций системы поддержания пластового давления из-за аварий и для проведения ремонтных работ. С другой стороны, нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков является эффективным методом увеличения нефтеотдачи и все шире сознательно применяется на промыслах. В рамках этого метода часто проводят плановые отключения системы заводнення на месторождении летом и усиленную закачку воды зимой. Вследствие существенной нестационарности процесса разработки месторождений добывные возможности скважин значительно меняются в течение года, и подобрать серийный ЭЦН так, чтобы он эффективно работал в скважине весь свой период эксплуатации от запуска до отказа, становится практически невозможно. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти не только в России, но и в странах СНГ. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла с одной до двух третей от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем. Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти из дебитных скважин месторождений АО «Узеньмунайгаз». За последние годы доля нефти, извлеченной на поверхность погружными центробежными насосами (ЭЦН), возросла до 32,5 процентов от общей добычи нефти АО «Узеньмунайгаз». Также выполняется программа перевода скважин, эксплуатируемых газлифтом на УЭЦН. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем. Однако на многих месторождениях работа серийных установок ЭЦН сталкивается с большими трудностями. Вредное влияние свободного газа, обильный вынос мех. примесей, фонтанирование по затрубному пространству, тяжелый вывод на режим после глушения при подземных ремонтах, падение коэффициентов продуктивности скважин из-за глушения и низких забойных давлений - вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти установками ЭЦН. Режимы разработки нефтяных месторождений практически никогда не бывают стационарными. Во многих нефтедобывающих предприятиях стоит большая проблема по определению динамических уровней, забойных давлений, коэффициента продуктивности пласта на скважинах эксплуатируемых УЭЦН, что главным образом влияет на подбор ЭЦН таким образом, чтобы он эффективно работал в скважине весь свой период эксплуатации от запуска до отказа. В связи с этим, повышение эффективности добычи нефти погружными центробежными насосами в осложненных условиях является для АО «Узеньмунайгаз» особо актуальной задачей. Одним из перспективных направлений ее решения является проведение анализа работы фонда скважин УЭЦН, выявление причин, возникающих осложнений и пути их решения. 1 Теоретическая часть 1.1 Анализ существующих схем и конструкций Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН. Условное обозначение установок: УЭЦН К 5-180-1200, У 2 ЭЦН И 6-350-1100, где У – установка, 2 –вторая модификация, Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, К – повышенный коррозионостойкости, И – повышенной износостойкости, М – модульного исполнения, 6 – группы насосов, 180, 350 – подача м\сут, 1200, 1100 – напор, м.в.ст. В зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, максимального поперечного габарита погружного агрегата, применяют ЭЦН различных групп – 5,5, а 6. Установка группы 5 с поперечным диаметром не менее 121,7 мм. Установки группы 5 а с поперечным габаритом 124 мм – в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм. Насосы также подразделяют на три условные группы – 5,5 а, 6. Диаметры корпусов группы 5 – 92 мм, группы 5 а – 103 мм, группы 6 – 114 мм. Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства).Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах. Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежных насосов. Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. – подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ. Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение – В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150 – 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей. Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода. Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой. Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель – плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглого скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники. Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН. При большом газовом факторе применяют насосные модули – газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Газосепараторы соответствуют группе изделий 5, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650-87, климатическое исполнение - В, категория размещения – 5 по ГОСТ 15150-69. Модули могут быть поставлены в двух исполнениях: Газосепараторы: 1 МНГ 5, 1 МНГ5а, 1МНГ6 – обычного исполнения; Газосепараторы 1 МНГК5, МНГ5а – повышенной коррозионной стойкости. Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса. Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком. Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при воде из бурения, переводе на механизированную добычу. Расчеты базируются на следующей информации: - коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); - данные инклинометрии; - газовый фактор; - давления – пластовом, давлении насыщения; - обводненности добываемой продукции - концентрации выносимых частиц. На многих месторождениях Казахстана, например при подборе УЭЦН руководствуются принятой в программой для ЭВМ «WellFlo». Алгоритм расчета УЭЦН: - имеющаяся информация о продуктивном пласте и конструкции скважины; - выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса - определение требуемого напора; - подбор и корректировка рабочей характеристики насоса; - подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления. Основными ограничениями например, при фонтанном способе эксплуатации является: низкий газовый фактор, низкое давление насыщения, низкий коэффициент продуктивности по отдельным скважинам. Более подходящим способам эксплуатации для данных условий например, месторождения Узень, Каламкас, Жетыбай является механизированный способ добычи, тем более здесь нет значительного вредного влияния газ на работу оборудования. Поскольку ни один из видов механической добычи не может сравниваться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, именно этот способ выбран в качестве основного на данном этапе разработки объектов нефтедобычи. Тем более, укомплектование погружного оборудования УЭЦН частотными преобразователями, позволяют реализовать плавное регулирование темпов отбора скважинной продукции. Максимальный эффект повышения энергоэффективности возможно получить, улучшив характеристики установок электроцентробежных насосов посредством сбалансированного подбора каждого элемента оборудования установки (кабель, насос, погружной электродвигатель и. д. р) и оптимизации работы оборудования после запуска. Реализация комплексного подхода к повышению эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов приводит к снижению затрат в секторе механизированной добычи нефти. Экономия денежных средств может быть направлена на инновационные проекты. 1. 2Техническиехарактеристики ПЭД Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслозаполненный погружной ассинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполнения секционным. Так как электродвигатель работает погруженным в жидкость и часто под большим гидростатическим давлением, основное условие надежной работы – его герметичность. ПЭД заполняется специальным маловязким, высокой диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаждения, так и для смазки деталей. Погружной электродвигатель состоит из статора, ротора, головки, основания. Корпус статора изготавливается из стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод статора собирается из активных и немагнитных шихтованных жестей, имеющих пазы, в которых располагаются обмотка. Обмотка статора может быть однослойной, протяжной, катушечной или двухслойной, стержневой, петлевой. Фазы обмотки соединены. Активная часть магнитопровода совместно с обмоткой создает в электродвигателей вращающееся магнитное поле, а немагнитная часть служит опорами для промежуточных подшипников ротора. К концам обмотки статора припаивают выводные концы, изготовленные из многожильной медного провода с изоляцией, имеющий высокую электрическую и механическую прочность. К концам припаивают штежельные гильзы, в которые входят наконечники кабеля. Выводные концы обмотки соединяют с кабелем через специальную штежельную колодку (муфту) кабельного ввода. Токоввод двигателя может быть и ножевого типа. Ротор двигателя короткозамкнутый, многосекционный. В его состав входят вал, сердечники (пакеты ротора), радиальные опоры (подшипники скольжения). Вал ротора выполнен из пустотелой калиброванной стали, сердечники из листовой электротехнической стали. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками, и соединены с валом шпонками. Набор сердечников на валу затянуть в осевом направлении гайками или турбинкой. Турбинка служит для принудительной циркуляции масла для выравнивания температуры двигателя на длине статора. Для обеспечения циркуляции масла на погружной поверхности магнитопровода имеются продольные пазы. Масло циркуляцией через эти пазы, фильтра в нижней части двигателя, где оно очищается, и через отверстие в валу. В головке двигателя расположены пята и подшипник. Переводник в нижней части двигателя служит для размещения фильтра, перепускного клапана и клапана для закачки масла в двигатель. Электродвигатель секционного исполнения состоит из верхней и нижней секций. Каждая секция имеет такие же основные узлы. 1.3 Погружной центробежный насос Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Отличие в том, что он многосекционный с малым диаметром рабочих ступеней – рабочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливают из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойких – чугуна типа «нирезист», износостойких колес – их полиамидных смол. Насос состоит из секций, число которых зависит от основных параметров насоса – напора, но не более четырех. Длина секции до 5500 метров. У модульных насосов состоит из входного модуля, модуля – секции. Модуль – головки, обратного и спускного клапанов. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем – фланцевое соединение (кроме входного модуля, двигателем или сепаратором) уплотняются резиновыми манжетами. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами. Валы модулей-секций всех групп насосов имеющих одинаковые длины корпусов унифицированы по длине. Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего подшипников, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений. Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфтой, предназначенной для соединения вала модуля с валом гидрозащиты. Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана, с другой стороны – фланец для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца. В верхней части насоса имеется ловильная головка. Отечественной промышленностью выпускаются насосы с подачей (м/сут): Модульные – 50,80,125,200.160,250,400,500,320,800,1000.1250. Немодульные – 40.80,130.160,100,200,250,360,350,500,700,1000. Следующих напоров (м) - 700, 800, 900, 1000, 1400, 1700, 1800, 950, 1250, 1050, 1600, 1100, 750, 1150, 1450, 1750, 1800, 1700, 1550, 1300. 2 Общие сведения месторождения Узень Месторождение Узень расположено в полуострове Мангышлак в южной части, известной под названием Южно - Мангышлакский прогиб. Орфографический Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабосхолменное плато, слегка наклоненное к югу и юго-западу, в сторону моря с абсолютными отметками от + 260 метров с севера до + 24 метров в юге. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку - 132 метра. Месторождение Узень многопластовое, имеет исключительно сложное строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I-XXV). Из них I-XII горизонты (в нижнемеловых отложениях) стратиграфический относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI горизонты) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород. По литологическим особенностям эти отложения четко разделяются на два комплекса: верхний терригенный (II-XI горизонты) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт). Пласты-коллекторы этих горизонтов газонасыщены, этаж газоносности более 700м. XIII-XVIII в основном нефтенасыщенные горизонты юрского возраста, относятся к верхнему этажу нефтегазоносного разреза и залегают на глубине 1080-1370 м. В них сосредоточены основные запасы уникальных по составу и свойствам нефти, залежи нефти указанных горизонтов по типу пластовые сводовые. В основных продуктивных горизонтах (XIII-XVIII), протяженность которых по оси складки в 4-5 раз больше их ширины, выделен 51 нефтяной пласт: XIII-12, XIV-14, XV-8, XVI-1, XVI-3, XVII-6, XVIII-7. Глубокими разведочными скважинами на Узеньской площади вскрыта мощная толща осадочных отложений мезо-кайнозойского возраста. Максимальная мощность разреза (около 2000 метров) пройдено скважинам № 5 и № 33. На Узеньской площади в 1965 году было закончено бурение скважины № 53 глубиной 2200 метров, изучение керна из которого позволило установить в разрезе нижнеюрские и триасовые отложения. В последнее время наметилась устойчивая негативная тенденция к ухудшению условий эксплуатации скважин на месторождениях вследствие вступления залежей с благоприятными геолого-промысловыми параметрами в позднюю стадию разработки и увеличения относительной доли добычи нефти из месторождений. Погружное насосное оборудование для эксплуатации скважин зачастую просто не может нормально работать в этих условиях, быстро выходит из строя. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры пласта, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет не до отбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. На данный момент в АО «Узеньмунайгаз» делается упор на увеличение отборов пластовой жидкости, перевод газлифтных скважин на УЭЦН и применять более надежное оборудование, для увеличения межремонтного периода, и как следствие из этого снижение затрат на подъем жидкости. Общий фонд по месторождениям на 01.01.21 г. составляет 5952 скважин из них эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 3575 скважин: из них 2255-действующие, 1417-бездействующие, 3 скважины находятся в освоении, контрольных - 567, водозаборных - 12, ликвидированных и ожидающий ликвидации - 627 скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 1156 скважин: из них действующие - 531, бездействующие - 623, в обустройстве находятся 2 скважины. Введено из бурения одна скважина и была переведена на глубинно-насосный способ эксплуатации. По состоянию 01.01.21г. 59,9% действующих и 40,1% бездействующих скважины. Среднедействующий фонд составляет 2250 скважин. Основной способ эксплуатации действующих скважин ШГН 99,2%. Весь фонд действующих скважин работает с водой, по процентному содержанию воды количество обводненных скважин по состоянию на 2021 г. распределяется следующим образом: от 2 % до 20% - 3 скважин от 20% до 50% - 577 скважин от 50% до 90% - 1180скважин свыше 90% - 384 скважин Средняя обводненность скважин - 68,4% в том числе по способом эксплуатации фонтанных скв - 73,5%, ШГН - 68,3%. За отчетный период добыто 2915 тыс. тн. нефти в том числе 2847 тыс. тн. (97,7%) - глубинно-насосным способом, 68тыс. тн. (2,3%) - фонтанным. Средне уплотненные дебиты нефти и жидкости на одну скважину составляют соответственно 4,7 и 5,9 т/сутки. Если разработки дебиты нефти неуклонно уменьшились, как преимущественно фонтанным способом, так и при насосном способе в этом случае решающую и определяющую роль в динамике дебитов играет геологическое строение месторождения. Особенно значительное падение дебита наблюдается в начальной период разработки, когда было отставание закачки воды и наблюдалось падение пластового давления. 2.1 Причины отказов УЭЦН на месторождениях На скважинах, эксплуатируемых установками электроцентробежными насосами в течение 2021 года, произошло 87 отказов по различным причинам. Основными причинами отказов УЭЦН являются снижение сопротивления изоляции до «0», снижение подачи жидкости на устье скважины, заклинивание установок ЭЦН, на которые пришлось 74 отказа в сумме. Самым значительным техническим фактором, влияющим на работу установок ЭЦН и являющимися причинами выхода из строя можно назвать механические повреждения кабеля, засорение примесями, электрические причины. Отсюда следует, что забивание мехпримесями является важным фактором, влияющим на срок службы насоса, а борьба с ними должна привести к увеличению межремонтного периода установки. На месторождении Узень ( блок 2) пластовая жидкость содержит механические примеси от 50 до 1204 мг/литр и более, что влияет на увеличение отказов работы УЭЦН, механические примеси составляют от 98 до 520 мг/литр. Основные причины выхода из строя УЭЦН происходят по разным факторам, такие как: содержание механических примесей, отключение, посадки электроэнергии, человеческий фактор, нарушение экс. колонны, износ рабочих органов установок. Основной причиной заклинивания УЭЦН происходит вследствие забивания секций насоса песком, что влечет к увеличению нагрузки, вибрации, слому валов и износу рабочих органов секций насоса. Одновременное действие всех вышеперечисленных 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 и наработки на отказ. Так в 2021 году наработка на отказ по фонду скважин УЭЦН составила - 197 суток против 121 суток в 2020 году. Межремонтный период работы оборудования УЭЦН в 2021 году составил 301,5 суток против 197,5 суток в 2020 году. Увеличение наработки на отказ (+ 76 суток) и увеличение межремонтного периода работы скважин УЭЦН на + 104 суток. Рост основных технологических показателей в первую очередь характеризуется началом внедрения установок ЭЦН марки REDA, которые по отношению к АЛНАС являются более износостойкими к агрессивным средам, механическим примесям, термостойкие к пластовой температуре (блок 2). Для борьбы с вредным влиянием свободного газа на приеме насоса дополнительно устанавливаются газосепаратор, либо диспергатор газа AGH 2.2 Основные осложнения эксплуатации УЭЦН, возникающие на месторождениях АО «Узеньмунайгаз» В сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки месторождений эксплуатация УЭЦН происходит с различными трудностями. Основными видами осложнений являются: Нарушение кабельной линии; Наличие в продукции скважин большого количества механических примесей; Снижение продуктивности пород призабойной зоны пласта по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением; Невысокие показатели наработки на отказ и межремонтного периода работы УЭЦН; Подготовка ствола скважины к спуску оборудования УЭЦН; Отсутствие реальных данных по технологическим параметрам скважин; Нестабильность по обеспечению электроэнергией. Одновременное действие всех перечисленных осложнений и естественный износ оборудования сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость в дополнительном проведении геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП. 2.3 Предложения по увеличению производственных показателей добычи нефти 1. Борьба с выносом механических примесей при помощи смолы «Геотерм» Решением проблемы по уменьшению выносу механических примесей с пласта, предлагаю произвести обработки призабойных зон скважин по креплению смолой «Геотерм». Данная смола применялась в АО «Узеньмунагаз» на 3-х скважинах и показала положительный эффект на 2-х скважинах как в снижение выноса механических примесей (сокращение в 3 раза), увеличении МРП и снижение процента обводненности. Таблица 2.1 -Параметры до и после проведения обработки «Геотерм»
Разработанные в ООО НПФ «Геотерм» ремонтно-изоляционные композиции позволяют повысить эффективность работ по ограничению водо- и пескопроявлений за счет увеличения прочности и проницаемости образуемого коллектора с одновременным упрощением работ. Кроме того, предлагаемая методика позволяет снизить продолжительность ремонтных работ по извлечению противопесочного фильтра (ППФ), который, как правило, в процессе эксплуатации присыпает песком, а также значительно увеличить межремонтный период работы скважин. Данная разработка позволяет в конечном итоге увеличить эффективность разработки месторождений. Так, к примеру, в АО «Жетыбаймунайгаз» по ограничению выноса песка выполнены работы на 130 скважинах. На 120 скважинах работы достигли запланированного эффекта. Дополнительно к запланированному эффекту (снижению выноса песка в ствол скважины) в процессе проведения работ на 36 скважинах снижена обводнённость пластового флюида, на 35 скважинах увеличен дебит нефти, на 12 скважинах работы проводились непосредственно после выхода их из бурения и образования песчаных пробок в процессе первичного освоения. Работы по ликвидации ЗКЦ выполнены на 20 скважинах, на 4 из них работы проводились повторно; На 23 скважинах были проведены работы по ликвидации негерметичности э/колонн, на 6 из них работы проводились повторно 2.Борьба с заклиниванием УЭЦН в результате засорения секций насоса механическими примесями В связи с частыми выходами в простой скважин по причине заклинивания установок по причине обильного выноса песка одним из вариантов решения проблемы, считаю внедрить применение входных моделей ЖНШ. Щелевой фильтр ЖНШ предназначен для предотвращения попадания в рабочие органы насосных секций механических примесей с поперечным сечением частиц до 0,2 мм. Особенностями фильтров являются следующие параметры: -Фильтрующие элементы не засоряются, обеспечивая высокий ресурс работы; -Низкий перепад давления при высоких расходных характеристиках; Возможность многократного использования; Основной элемент фильтра ЖНШ - это щелевые решетки, изготовленные из V-образной проволоки и концентрических опорных прутков, присоединенных к ней. Непрерывные отверстия сформированы так, что имеют две точки контакта с частицами у щелевого отверстия, что приводит к частичному раскалыванию крупных частиц об острые кромки проката треугольного профиля, что минимизирует засорение. (Рисунок 1). Щелевой фильтр устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией.  Рисунок 1- Основной элемент фильтра ЖНШ Внедрение данных фильтров например в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» показало, что вероятность безотказности при МРП более 200 суток увеличивается в 2 раза, что, несомненно, является положительной стороной. Рисунок 2 - Влияние ЖНШ на вероятность безотказности работы УЭЦН в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»  Внедрение фильтров ЖНШ увеличит межремонтный период работы оборудования УЭЦН, что сократит затраты на проведение ПРС и соответственно уменьшится частота закупки установок ЭЦН. Установка данных фильтров не вызывает проблем, а лишь небольшое увеличение монтажа УЭЦН. Для контроля параметров скважины необходимо на скважинах УЭЦН установить систему мониторинга «Феникс» разработанная SCHLUMBERGER. Система мониторинга «Феникс» состоит: 1. Скважинный инструмент (Рисунок3). 2. Наземная электронная панель или электронная плато (Рисунок4) 3. Дроссельная коробка или дроссельная плато.  Рисунок3 - Скважинный инструмент Система «Феникс» позволяет измерять следующие параметры: -Давление на входе в насос; -Давление на выкиде насоса; - Температуру на входе в насос; -Температуру масла в ПЭД / обмотки статора ПЭД; -Расход жидкости на выкиде насоса; -Вибрацию; -Утечки тока через изоляцию; -Токи калибровки (диагностика); На данный момент существует три типа исполнения погружных датчиков, с различными определяющими данными, а именно:  Рисунок 4- Наземная электронная панель или электронная плато Таблица 2 – Технические характеристики
Наземная электронная панель выполняет следующие функции: -Питание скважинного датчика; -Декодирование сигнала от скважинного датчика; -Индикация параметров на панели и запись параметров в память. Защиту УЭЦН командами ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ и ОТКЛЮЧЕНИЯ. Дроссельная коробка выполняет функцию изолирования высоковольтной системы переменного тока питания ПЭД от низковольтной системы питания скважинного датчика. Применение данной системы позволит более корректно определять параметры пласта (динамический уровень, пластовую температуру, забойное давление), характеристики работы оборудования УЭЦН и возможностью регулирования установок по отключению УЭЦН. Внедрение системы «Феникс» не требует больших затрат и времени монтажа. 3Расчетная часть 3.1 Методика расчета оптимального, допускаемого и предельного давления Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса деформируются, а при определенном газосодсржании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные промысловые исследования работы ПЦЭН позволили выделить три качественно различных области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, реальные (фактические) характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик без присутствия свободного газа, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт (насос работает в первой области). Вторая область работы ПЦЭН характеризуется увеличением количества газа на приеме, вследствие чего реальные характеристики отклоняются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допускаемым давлением на приеме Рдоп. Третья область работы ПЦЭН характеризуется значительным количеством свободного газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса становится равным 0. Давление, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Рпред. Ниже приведены эмпирические зависимости для расчета Ропт, Рдоп. и Рпред. справедливые при (µ/µ) ≤ 3. Если отношение вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре к вязкости пластовой нефти превышает 3, то требуются специальные исследования для корректировки нижеприведенных зависимостей. Оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам: при В ≤0,6 Ропт=  (1.1)при В > 0,6 Ропт=  (1.2)где В - объемная обводненность продукции, доли единицы. Для оценки допускаемого давления на приеме ПЦЭН можно использовать следующие формулы: при В ≤ 0,6  (1.3) При В≥0,6  (1.4)Предельное давление на приеме во всей области 0 ≤В ≤1 можно рассчитать по следующей зависимости:  (1.5)Так как вязкость дегазированной нефти  дается в справочной литературе при  = 20 °С, а при вычислении ее необходимо подставлять при  то для расчета при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой [1]: ,где  - относительная динамическая вязкость дегазированной нефти при температуре t;  , - относительные динамические вязкости дегазированной нефти при температурах соответственно 20 и 50 °С. При t = 20 °С вязкость воды  = 1 мПа • с.В связи с тем, что реальный экономический эффект от внедрения новых технологий можно просчитать только после ее применения на месторождениях АО «Узеньмунайгаз», данный расчет является условным. Расчет экономической эффективности применения входных модулей ЖНШ и погружных датчиков давления «Феникс» выполнены согласно применяемой методики расчетов эффективности капитальных и подземных ремонтов по аналогами с другими месторождениями. Стоимость оборудования УЭЦН не учитывается, так как внедрение данных технологий будет проводиться во время смены УЭЦН на скважинах вошедших в простой, что касается расчета по внедрению погружных датчиков то увеличение МРП не бралось за основу, только небольшое увеличение дебита нефти на 0,3 тонны в сутки, поэтому сроки окупаемости и составили около 1 года и более. Основным фактором, влияющим на эффективность внедрения фильтров ЖНШ является увеличение МРП, в случае успешного внедрения планировалось увеличение в 1,5 раза в сравнении, чем до ремонта, а также я увеличивал дебит по нефти на 0,5 тонн/сутки, что думаю, не сильно повлияло на прибыль. Что касается затрат, то в стоимость ПРС входит стоимость оборудования с НДС. Расчет экономической эффективности по внедрению смолы «Геотерм» для крепления призабойных зон скважин я взял фактическую эффективность, которую рассчитали по фактическим данным, полученным после обработок скважин данной смолой , срок эффективности составил 1,5 месяца, что удовлетворяет требованиям компании. ЗаключениеУстановки погружных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти из скважин нашли широкое применение на скважинах с большим дебитом, так насос и электродвигатель подобрать под любую большую производительность не представляет большего труда. Анализ эксплуатации установок ЭЦН показывает, что более эффективнее использовать электронасосы с большей производительностью в особенности при эксплуатации обводненных скважин, где необходимо откачивать много пластовой жидкости на глубоких скважинах. В этих случаях погружные электронасосы вне конкуренции, так как компрессорная эксплуатация таких скважин требует большого количества рабочего агента для подъема жидкости и обходится дорого, а штанговые насосы не в состоянии обеспечить такой отбор жидкости, как в результате ограниченной производительности, так и вследствие нагрузок на штанги. К.П.Д. УЭЦН большей производительности значительно выше, чем к.п.д. насосов малой производительности, это характеризуется спецификой центробежного насоса. В результате проведенной работы нельзя не заметить, что эффективность внедрения новых технологий является оптимальной и рентабельной. Для внедрения предлагаемых технологий необходимо обеспечить стабильную подачу и обеспечение электроэнергией скважин, эксплуатируемых УЭЦН. В результате стабильного обеспечения электроэнергией скважин будет заметно снижен риск выхода из строя УЭЦН по причине снижения сопротивления изоляции до «0», заклинивания установок и снижения подачи жидкости на устье. Промышленность России выпускает насосы с широким диапазоном производительности, тем более что, производительность и высоту подъёма жидкости от забоя на поверхность можно регулировать меняя число секций насоса, позволяют применять и на наших месторождениях. Использование центробежных насосов возможно при различных величинах подач и напоров по причине «гибкости» характеристики, однако практически подача насоса должна находиться внутри «рабочей части» или «рабочей зоны» характеристики насоса. Эти рабочие части характеристики должны обеспечивать наиболее экономичные режимы эксплуатации установок и минимальный износ деталей насосов. Список использованной литературы Молчанов , А. Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа / А.Г. Молчанов. Альянс. - Москва, 2013. - 588 c. Тагиров, К. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин / К.М. Тагиров Academia. - Москва, 2012. - 336 c. Калешева, Г.Е. Технология и техника добычи нефти / Г.Е. Калешева .-Уральск, ЗКФ АО «НЦ НТИ», 2016. С. 121. Журналы нефтепромысловое оборудование, Нефть и газ. Интернет ресурсов http://www.yabloko.ru/Publ/Unit/unit.html Интернет ресурсов http://www.of.ugntu.ru Интернет ресурсов http://www.ugnk.info. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||