Телефон: +7 (383)-312-14-32

Статья опубликована в рамках: L Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов XXI столетия. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ» (Россия, г. Новосибирск, 28 февраля 2017 г.)

Наука: Технические науки

Секция: Технологии

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Овкин Д.С. МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ // Научное сообщество студентов XXI столетия. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ: сб. ст. по мат. L междунар. студ. науч.-практ. конф. № 2(49). URL: https://sibac.info/archive/technic/2(49).pdf (дата обращения: 31.10.2020)
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 6 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Овкин Дмитрий Сергеевич

студент института природных ресурсов Томского политехнического университета,

РФ, г. Томск

Научный руководитель Максимова Юлия Анатольевна

старший преподаватель кафедры ГРНМ Томского политехнического университета,

РФ, г. Томск

Нефтяная промышленность начала развиваться с открытием S - S месторождения в 1962 году. Запущенное в эксплуатацию в 1966 году, оно и сегодня по объемам добычи нефти может соревноваться со своими более молодыми собратьями – K и V. Несмотря на то, что за минувшие 50 лет на S месторождениях уже добыто 170 млн. тонн нефти, «золотая жила» начинает постепенно иссякать. На основании вышеизложенного делаем вывод, что выявление причины выхода из строя насосного оборудования, изучение динамики межремонтного периода, определение методов эффективности подземного ремонта скважин на месторождении являются актуальными направлениями нефтедобычи. Общеизвестно что, месторождения, которые эксплуатируются продолжительное время, характеризуются снижением добычных возможностей скважин, что  приводит к убыточной эксплуатации, и как следствие, к снижению эффективности работы всего нефтегазодобывающего месторождения. В стволе скважины образуются песчаные пробки, которые приводят к снижению дебита.

Для максимально возможного количества добываемой нефти из нефтяных залежей требуется применение прогрессивных способов и методов разработки нефтяных месторождений и совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. Широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оснащена значительная часть фонда добывающих скважин. Такой выбор обусловлен их высокой производительностью, возможностью эксплуатации в условиях увеличения обводнённости нефтяных месторождений и необходимости отбора жидкости из скважин в форсированном режиме. 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.

Пластовая жидкость является многокомпонентной средой, состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, что приводит к её повышенной агрессивности и, как следствие – к отказам оборудования скважин, эксплуатируемых данным способом. 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.

Кожуховый модуль может быть смонтирован с газосепараторами, диспергаторами, а так же без них, но для монтажа с газосепараторами диспергаторами  нужно присоединение входного модуля и совпадения по крепежным узлам.

При освоении скважин, после гидроразрыва пласта примененяют технологию колтюбинга.

Для борьбы с выбросами проппанта после проведенного гидроразрыва пласта, наиболее эффективно применение технологии колтюбинга. Опыт применения колтюбинга показал, 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. [11, c. 27]

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 требуемого состояния.

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

  • Сокращение времени освоения скважины.
  • Уменьшение 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.

В составе установок электроцентробежных насосов целесообразно применять гибкую шарнирную муфту. [9, c. 44]

Известно, 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.

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. [5, c. 170]

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. [9, с. 44]

Основные выводы:

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. Также оптимизация 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.

 

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, 2011. – 645 с.
  2. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Диагностирование работы УЭЦН Самотлорского месторождения.- В межвузовском сб.научн.тр. "Нефть и газ - 2010".- Уфа, Изд-во УГНТУ, 2010.- С.256-262.
  3. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Анализ работы осложненного фонда скважин с УЭЦН на Самотлорском нефтяном месторождении // Интервал.- 2012.- № 11(46).- С.78-81.
  4. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Эксплуатация установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором жидкости.- IV конгресс нефтегазопро- мышленников России. Тез.докл. Секция "А" Повышение эффективности разра ботки нефт. и газ. месторожд.- Уфа, 2013.- С.84-85.
  5. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным отбором.- Вестник Удмуртского университета.- 2012.- №9.- С.169-176.
  6. Зейгман Ю.В., Генералов И.В. Повышение продолжительности безаварийной эксплуатации ЭЦН на форсированных режимах // Интервал.- 2013.-№ 8(55).- С.52-55.
  7. 7.Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2011.- № 10.- С.72-73.
  8. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство.- 2011.- № 10.- С.74-75.
  9. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2012.- № 2.- С.44-45.
  10. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К.и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство.- 2012.- № 2.- С.62-64.
  11. Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. О расширении возможностей УЭЦН // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 3. – С. 27–28.
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 6 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом