Опыт внедрения кратковременной периодической эксплуатации на скважинах, оборудованных УЭЦН малого габарита

Периодический кратковременный режим – последовательность одинаковых рабочих циклов, каждый из которых состоит из периода работы и периода покоя. Причем, продолжительность цикла недостаточна для достижения теплового равновесия с охлаждающей средой.

В отличие от этих режимов, при непрерывной и периодической эксплуатации скважин ПЭД работает в продолжительном режиме (типовой режим S1 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83). Для него характерна работа с постоянной нагрузкой и продолжительностью, достаточной для достижения теплового равновесия с охлаждающей средой. В результате двигатель нагревается до некоторой температуры, являющейся функцией реальной нагрузки, температуры и скорости охлаждающей ПЭД пластовой жидкости. При этом, чем меньше разность между реальной и максимально допустимой температурой ПЭД, тем ниже его надежность и, следовательно, меньше срок службы. Время работы ПЭД при кратковременной эксплуатации исчисляется минутами. Поэтому, при одинаковой температуре пластовой жидкости, он не успевает нагреться до температуры, до которой нагрелся бы при непрерывной или периодической эксплуатации скважин. И это несмотря на то, что при КЭС насос откачивает пластовую жидкость преимущественно из затрубного пространства скважины над электродвигателем, что существенно снижает скорость движения жидкости, омывающей более мощный ПЭД, ухудшая условия его охлаждения. Данное обстоятельство объясняется принципиальным отличием в характере тепловых процессов, происходящих при охлаждении ПЭД. При непрерывной и периодической эксплуатации скважин основным является процесс передачи тепла от обмотки электродвигателя через статор и корпус к охлаждающей среде. При кратковременной эксплуатации скважин поглощение тепла, выделяемого обмоткой ПЭД при откачке жидкости, осуществляется за счет нагрева его конструктивных элементов, что при непрерывной и периодической эксплуатации характерно только в короткий период времени сразу после пуска. Передача тепла от ПЭД охлаждающей среде при кратковременной эксплуатации скважин происходит во время накопления жидкости в скважине, когда УЭЦН отключена.
Отметим, что разность максимальных температур ПЭД при его работе в продолжительном режиме (непрерывная и периодическая эксплуатация скважин) и кратковременном или периодическом кратковременном режиме (кратковременная эксплуатация скважин), является резервом повышения максимально допустимой температуры скважины в зоне подвески добывающей установки. При кратковременной эксплуатации в «горячих» скважинах возможно использование УЭЦН обычного исполнения, имеющих меньшую стоимость по сравнению с УЭЦН термостойкого исполнения, при сохранении надежности на приемлемом уровне. Подобный подход решения проблемы повышения МРП оборудования в «горячих» скважинах возможен только при кратковременной эксплуатации и является уникальным.

Меньшее значение температур, до которых нагревается погружное добывающее оборудование при КЭС, обуславливает снижение интенсивности его коррозии. Принято считать, что при работе УЭЦН больше греется ПЭД. Однако ЭЦН ввиду низкого КПД (30-60%) выделяет тепла значительно больше, чем ПЭД, КПД которого выше (80-85%). С учетом того, что мощность, потребляемая УЭЦН при работе даже в среднедебитных скважинах, составляет десятки киловатт, можно утверждать, что количество выделяемого при этом тепла довольно значительно. Вопреки распространенному мнению, температура рабочих колес ЭЦН превышает температуру омывающей их пластовой жидкости не на единицы градусов, а на десятки. Если при непрерывной эксплуатации скважин производительность УЭЦН регулируется дросселированием насоса, когда КПД ЭЦН еще больше снижается а отвод тепла ухудшается, то температура рабочих колес может достигать температуры 200°С даже в «холодных» (≤ 90°С) скважинах. При кратковременной эксплуатации скважин в кратковременном режиме работают не только ПЭД, но и ЭЦН. За короткое время откачки жидкости из скважины насос не успевает нагреться до максимальной температуры. Поэтому по сравнению с непрерывной эксплуатацией все элементы УЭЦН имеют меньшую температуру, а, следовательно, меньше корродируют. Вследствие увеличения производительности УЭЦН и скорости вращения насоса, при кратковременной эксплуатации скважин возрастает скорость потока жидкости внутри ЭЦН и НКТ во время ее откачки из скважины. За счет этого усиливается срыв отложений с внутренних поверхностей ЭЦН и НКТ, уменьшается интенсивность отложения солей и АСПО [10].Положительную роль в данном случае играют механические примеси, присутствующие в откачиваемой из скважин пластовой жидкости практически всегда. При высокой скорости потока жидкости они «полируют» внутренние поверхности ЭЦН и НКТ, препятствуя отложению солей, парафинов и асфальтенов.

Начиная с августа 2011г, режим кратковременной периодической эксплуатации внедрялся на 17 скважинах НГДУ «Речицанефть».

В 2011г режим КПЭС внедрен на 3 скважинах: № 276 Осташковичского, № 142 Ю.Сосновского и № 70 Ю.Тишковского месторождений.

В 2012г на технологию КПЭС переведены 14 скважин: №№ 76, 237 Осташковичского, № 133s3 Ю.Осташковичского, №№ 56, 136, 9089s2 Мармовичского, №№ 68к1, 69, 84 Давыдовского, № 20, 45 Судовицкого, № 151 Ю.Сосновского, № 94, 96n Славаньского месторождений.

По состоянию на 1 января 2013г в НГДУ «Речицанефть» в режиме кратковременной периодической эксплуатации эксплуатируются 13 скважин, выбыли 4 скважины: № 142 Ю.Сосновского м-я – рост обводненности, снижение месячной добычи нефти; № 68к1 Давыдовского м-я – перевод в постоянный режим эксплуатации; скв № 45 Судовицкого м-я, № 70 Ю.Тишковского м-я – перевод в ППД.

В 2013из режима кратковременной периодической эксплуатации выбыла скважина № 133 Ю.Осташковичского м-я – КРС (интенсификация).

Скв № 136Мармовичского м-я, el-zd_Vб_ск горизонт (Рнас-7.74 МПа, ГФ-67.3м³/м³), оборудована насосом ВНН3-40-2250, двигатель – ПВЭДН63-81,

Глубина спуска 2596м (20.02.2012г), переведена на технологию КПЭС 01.06.2012г. Частота тока 110Гц, запуск и остановка скважины производится по давлению на приеме (35-42ат), динамический уровень 2150 м. Среднесуточный дебит скважины по жидкости составляет 9.1 м³/сут, по нефти – 7.77 т/сут, обводненность 10%, среднемесячная добыча нефти за последние три месяца работы - 232 т.

До внедрения технологии КПЭС скважина эксплуатировалась насосом НГВ-32 спущенным на глубину 2302 м в постоянном режиме с дебитом по жидкости 3.6 м³/сут, по нефти – 3.1 т/сут, обводненность – 1-10%, динамический уровень 1600-1730 м, среднемесячная добыча нефти за последние три месяца работы - 111 т.

После перевода на технологию КПЭС дополнительная добыча в 2012г составила 950 тонн. После запуска обводненность снижалась, а с августа 2012г продукция стала безводной (Табл.2.7).

Рис. 2.21.Давление па приеме скв.№136 Мармовичского м-я

Таблица 2.7 Дополнительная добыча нефти по скважине №136 Мармовичского месторождения после перевода на технологию КПЭС

Год	месяц	ср.сут. деб.нефти, т/сут	ср.сут. деб.жидк., т/сут	обводн., %	добыча нефти, т(б)	доп. добыча, т	дни экспл.	Примечание
		7.27	9.58	19.42			30.8
	8.36	9.80	11.78			14.6
Среднее		7.81	9.69	15.60

		18.72	20.75	7.64		-61	24.0
	13.75	15.66	9.49			30.9
	14.27	15.12	4.2			26.0
	12.29	13.58	7.3			23.7
	11.20	12.93	10.3			10.8
	9.61	10.29	5.18			9.3
	6.74	6.74			-28	7.1
	6.80	6.80			-33	6.7
	7.29	7.29			-11	7.2
	7.63	7.63			-8	6.2
	7.77	7.77				7.0
Всего

ГЛАВА 3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОГАБАРИТНЫХ УЭЦН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НГДУ «РЕЧИЦАНЕФТЬ»

По мере выработки запасов нефти из месторождений ухудшаются геологические, технические,технологические условия разработки,что ведет к росту затрат на добычу нефти, а соответственно и к ухудшению экономических показателей. Растет обводненность извлекаемой продукции скважин, снижаются дебиты скважин по нефти, глубина спуска насосного оборудования увеличивается, удельные затраты ресурсов растут. Данные о себестоимости добычи в разрезе к отдельных элементов затрат показателей при изменении технико-технологических показателей разработки. Одним из таких показателей является расход электрической энергии на добычу нефти, который в свою очередь находится под воздействием значительного числа производственных затратоформирующих факторов. Для определения параметров вызывающих изменения, необходимо установить связь, которая оказывает влияние на величину результирующего стоимостного показателя, а также необходимо установить диапазон изменение величины энергетических затрат на добычу нефти от основных факторов и выявить их колебания. Рассмотрим как реагируют добывающие скважины 182 Южно-Осташковичского,136 Мармовичского, 88 и 36 Речицкого месторождений до внедрения малогабаритных УЭЦН. Рассмотрим изменение величины расхода электроэнергии на подъем 1т. жидкости при глубиннонасосной добыче от изменения значений глубина динамического уровня, буферного давления и коэффициента подачи.

Скважина №182 Южно-Осташковичского месторождения.

1. Рассмотрим изменение величины расхода электроэнергии на подъем 1т. Жидкости при глубиннонасосной добыче от изменения значений глубина динамического уровня, буферного давления и коэффициента подачи. Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости до ГТМ по формуле (3.1), (3.2):

, (3.1)

где: глубина подъема 1 т жидкости, м

буферное давление, атм;

КПД всей насосной установки;

, (3.2)

где: КПД подземной части;

КПД электродвигателя;

КПД станка-качалки;

коэффициент подачи глубинного насоса.

2. Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости до ГТМ по формуле (3.3):

(3.3)

: дебит жидкости до ГТМ.

.

3. Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

(3.4)

4. Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости после ГТМ по формуле (3.5), (3.6):

(3.5)

где: КПД всей насосной установки;

, (3.6)

где: КПД подземной части;

КПД электродвигателя;

КПД трансформатора;

КПД кабеля.

5. Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости после ГТМ по формуле (3.3):

6. Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

Скважина №136 Мармовичского месторождения.

1.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости до ГТМ по формуле (3.1), (3.2):

2. Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости до ГТМ по формуле (3.3):

3.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

4.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости после ГТМ по формуле (3.5), (3.6):

5. Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости после ГТМ по формуле (3.3):

6.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

Скважина №88 Речицкого месторождения

1.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости до ГТМ по формуле (3.1), (3.2):

2.Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости до ГТМ по формуле (3.3):

3.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

4.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости после ГТМ по формуле (3.5), (3.6):

5.Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости после ГТМ по формуле (3.3):

3.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

Скважина №36 Речицкого месторождения

1.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости до ГТМ по формуле (3.1), (3.2):

2.Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости до ГТМ по формуле (3.3):

3.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

4.Определим расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости после ГТМ по формуле (3.5), (3.6):

5.Определим затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости после ГТМ по формуле (3.3):

6.Определим электроэнергию на подъем 1т нефти по формуле (3.4):

Определим относительную разницу затрат электроэнергии до внедрения и после внедрения малогабаритных УЭЦН на скважинах 182 Южно-Осташковичского,136 Мармовичского, 88 и 36 Речицкого месторождений, результат расчетов оформим в виде таблицы 3.1.

Таблица 3.1 Расчет показателей до перевода скважин на УЭЦН малого габарита и после внедрения установки

показатели	182 Южно-Осташковичи	136 Мармовичи	88 Речица	36 Речица
до внедрения	после внедрения	до внедрения	после внедрения	до внедрения	после внедрения	до внедрения	после внедрения
горизонт	петриково-задонский	елецко-задонский	задонский	задонский
способ эксплуат., глубина спуска, м	ВНН 3-40Э-1500, 2002	ВНН 2А-30, 2250	ВНН 2А-30-1630,	ВНН 2А-30Э-2250/35-060, 2084
динамич. уровень, м
дебит нефти, т/сут	2,3	9,33	9,6	10,5
дебит жидкости, м³/сут	12,5	12,1		14,2
расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости, кВт*ч/т	27,4	18,3	12,6	6,8	16,8	11,6	11,2	8,0
затраты электроэнергии на подъем суточной жидкости,	342,5	228,8	152,5	82,6	218,6	150,7	158,7	113,6
электроэнергия на подъем 1т нефти до ГТМ, кВт*ч/т	148,9	99,5	16,3	8,8	22,7	15,7	15,1	10,8

Как показывает данный расчет динамический уровень после внедрения малогабаритных УЭЦН на скважине 182 Южно-Осташковичского месторождения уменьшился на 11 %, на скважине 136 Мармовичского на 29,6 %, на скважине 88 Речицкого месторождений на 8,5 %, 36 Речицкого месторождений на 13%.

При этом затраты на электроэнергию на подъем суточной жидкости после внедрения малогабаритных УЭЦН на скважине182 Южно-Осташковичского месторождения уменьшился на 11 %, на скважине 136 Мармовичского на 15 %, на скважине 88 Речицкого месторождений на 8 %, 36 Речицкого месторождений на 10%.

Также затраты на электроэнергию на подъем 1 тонны нефти после внедрения малогабаритных УЭЦН на скважине182 Южно-Осташковичскогоместорождения уменьшился на 11 %, на скважине 136 Мармовичского на 15 %, на скважине 88 Речицкого месторождений на 8 %, 36 Речицкого месторождений на 10%.

Дата добавления: 2015-08-20