МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

EFFICIENCY MEASURES TO IMPROVE WELL OPERATION USING ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP UNIT

Ilya Kozyrev

first year Postgraduate student Faculty of Geology and Exploration of oil and gas fields National Research Tomsk Polytechnic University,

Russia, Tomsk

АННОТАЦИЯ

Цель статьи заключается в рассмотрении методов повышения эффективности эксплуатации скважин с применением установок электроцентробежных насосов. В ходе написания статьи были рассмотрены и проанализированы три возможных метода повышения эксплуатации установок: применение защитного дополнительного оборудования, применение технологии колтюбинга при освоении скважин после гидроразрыва пласта, а также применение гибкой шарнирной муфты в составе установок электроцентробежных насосов.

ABSTRACT

This article is focused on researching measures to improve the efficiency of well operation using electrical submersible pump units. During the research, there have been viewed and analyzed three possible ways of well operation enhancement such as additional protective equipment application, coiled tubing technology application during well completion after reservoir hydraulic fracturing and application of flexible ball joint as a part of submersible pump unit.

Ключевые слова: нефть; установка электроцентробежного насоса; скважина.

Keywords: oil; electrical submersible pump units; well.

Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. Широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована значительная часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы более выгодны, чем штанговые.

Но поскольку ни один из видов механической добычи не может сравниться по объемам перекачиваемой жидкости с УЭЦН, эксплуатация нефтяных скважин с применением установок электроцентробежных насосов является актуальной.

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа – одна из основных причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых данным способом [1].

Повышение наработки электропогружного оборудования путем применения защитного дополнительного оборудования включаемого в состав УЭЦН.

Для обеспечения охлаждения электродвигателей в скважинах с большим внутренним диаметром обсадных колонн применяется кожух.

Конструкция кожуха обеспечивает надежное крепление и исключает забор жидкости сверху, для чего на входном модуле предусмотрен уплотнительный пояс.

Данный модуль может быть смонтирован с газосепараторами, диспергаторами, а так же без них. Единственное требование для монтажа с газосепараторами диспергаторами – допуск на присоединение входного модуля и совпадения по крепежным узлам [1].

Применение технологии колтюбинга при освоении скважин после гидроразрыва пласта.

Для борьбы с выбросами проппанта после проведенного гидроразрыва пласта, наиболее эффективно применение технологии колтюбинга. Опыт применения колтюбинга доказал, что качественная промывка забоя и освоение скважины азотом позволяют сэкономить на эксплуатации УЭЦН, так как существенно снижается риск выхода насоса из строя по причине выноса механических примесей.

При использовании колтюбинга, во-первых, гибкую трубу можно спускать в скважину очень быстро (до 50 м/мин.), а во-вторых, по ней можно закачивать азот, образуя очень легкий столб флюида. В процессе очистки происходит поступление притока в скважину, что позволяет очистить ствол до безупречного состояния.

Также использование колтюбинга позволяет достичь быстрой окупаемости затрат, и экономию на расходах по дальнейшей эксплуатации скважины. Быстрая окупаемость связана сразу с несколькими факторами:

• Сокращение времени освоения скважины.
• Снижение потерь нефти за счет экономии времени на освоение скважины.
• Увеличение времени работы скважины после запуска. Снижение негативного воздействия на пласт во время проведения обработки.
• Увеличение выручки от реализации нефти [4].

Применение гибкой шарнирной муфты в составе установок электроцентробежных насосов.

Известно [3], что при работе УЭЦН на участках с большим набором кривизны из-за боковых усилий возникают нерасчетные напряжения корпусов и валов, которые ведут к одностороннему износу деталей и сокращения межремонтного периода (МРП).

Максимально-допустимая кривизна скважины при спуске установки определенного поперечного габарита определяется допустимой упругой деформацией материалов, из которых изготовлена установка.

Величина максимально-допустимой кривизны скважины по нормативным документам российских и иностранных изготовителей равна 2° на 10 метров длины. По тем же нормативным документам место подвески установки должно выбираться в скважине там, где установка не подвергается прогибу или как минимум вписывается в участок скважины.

Применение гибкой шарнирной муфты (ГШМ) в составе УЭЦН позволяет:

• достичь потенциала скважины;
• предотвратить ослабление затяжки из-за ассиметрии натяжений болтов межсекционных фланцевых соединений УЭЦН за счет снятия изгибающих нагрузок, воздействующих на установку при прохождении интервалов с интенсивным искривлением ствола во время спуска оборудования в скважину [2].

При эксплуатации УЭЦН в зоне с набором кривизны выше допустимой, где штатная установка работает в напряженно-деформируемом состоянии, УЭЦН, оснащенный гибкой муфтой, свободно вписывается в ствол искривленной скважины, чем обеспечивается повышенная устойчивость его работы.

В том случае, если участок ствола скважины, в котором расчетами предполагается подвеска насосного оборудования, имеет высокие значения локальной кривизны и установку вынужденно подвешивают в других интервалах, гибкая муфта позволяет производить подвеску УЭЦН именно в заданном интервале, что приводит к более оптимальному режиму ее работы.

Максимальный угол изгиба ГШМ составляет 5 или 10° в зависимости от варианта исполнения [3].

Заключение.

Корректный выбор насосного оборудования и оптимизация режима его работы, позволяет повысить эффективность использования добывающих скважин. Применение расчетных методик позволяет оценивать состояние насосного оборудования, подбирать рациональные технологические параметры работы оборудования.

Максимальный эффект повышения энергоэффективности возможно получить, улучшив характеристики установок электроцентробежных насосов посредством сбалансированного подбора каждого элемента оборудования установки (насос, погружной электродвигатель и др.) и оптимизации работы оборудования после запуска.

В целом внедрение в производство предлагаемых методов позволит увеличить межремонтный период работы скважин, оборудованных для механизированной добычи полезных ископаемых УЭЦН и тем самым увеличить суточную добычу полезных ископаемых [1].

Список литературы:

1. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь: Пресс-Мастер, 2007. – 645 с.
2. Поляков В.С., Барбаш И.Д., Ряховский О.А. Справочник по муфтам. – Л.: Машиностроение, 1979. – 344 с.
3. Пат. 2230233 Россия МПК F04D29/62, F04D13/10, Гибкая шарнирная муфта Гепштейн Ф.С., Дьячук И.А., Шаякберов В.Ф. Заявлено. 11.09.2002; Опубл. 10.06.2004.
4. Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. О расширении возможностей УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 3. – С. 27–28.