Исследование основных характеристик установок электроцентробежных насосов с вентильным двигателем для эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время в России и странах СНГ большую часть нефти добывают механизированным способом. Более 79% всей добываемой нефти в России приходится на установки электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН). За последние десятилетия доля извлеченной на поверхность нефти при помощи УЭЦН неуклонно росла. Такая тенденция сохранится и в будущем, так как большинство крупных месторождений находится на поздней стадии разработки и, как правило, скважины имеют низкие забойные давления (к сожалению, ведется эксплуатация при забойном давлении ниже давления насыщения) и большие динамические уровни, в районе 2000 — 2500 метров. А это, в сочетании с кустовым расположением скважин, что характерно для нефтедобывающих регионов России, способствует формированию в процессе бурения сложной геометрии ствола скважины и при больших глубинах спуска подземного оборудования делает применение скважинных штанговых насосных установок (СШНУ) малоэффективным или даже невозможным. Следовательно, для поднятия жидкости на дневную поверхность необходимы установки, способные работать в искривленных стволах скважин и на больших глубинах и при этом развивать большие напоры, а так же работать в осложненных условиях (высокий'газовый фактор, отложение солей и парафинов, вынос механических примесей и др.), возникающих в скважинах при высокой депрессии на пласт (эксплуатация с забойным давлением ниже давления насыщения).

На вновь вводимых в разработку месторождениях, как правило, имеют место также осложняющие факторы: большая глубина залегания и высокие температуры пласта, высокий газовый фактор, отложения солей, парафинов и многие другие. Следует отметить, что освоение вновь вводимых в разработку месторождений ведется скважинами со сложным пространственным профилем, кустовым методом.

Следует обратить внимание на производимую повсеместно интенсификацию добычи нефти. После применения соляно-кислотной обработки (СКО) или гидроразрыва пласта (ГРП) возникают значительные сложности в точном определении коэффициента продуктивности скважины и увеличивается риск проявления осложняющих факторов. Как показывает практика, продуктивность скважины может значительно изменяться в первые два — три месяца эксплуатации после проведения мероприятий по интенсификации притока, что приводит к работе установки за пределами ее рабочей зоны. В таких случаях при снижении производительности скважины возникает необходимость смены оборудования на меньшую производительность.

Более 20% скважин из всего фонда в России простаивают, так как стандартное оборудование неспособно их эффективно эксплуатировать. Многие скважины находятся в бездействии из-за невозможности их освоения серийными УЭЦН как отечественного, так и дорогостоящего зарубежного производства, поэтому требуются разработки новых технологий и соответствующего оборудования.

Исходя из вышеизложенного, возникает необходимость создания и исследования установки ЭЦН, способной работать в осложненных условиях с широким диапазоном подач и возможностью регулирования напораустановки, которая обеспечивает синхронизацию параметров системы «пласт-скважина-установка». Одним из способов адаптации установки к изменяющемуся притоку жидкости из пласта является применение частотного регулирования вращения вала насоса, позволяя регулировать и напор, и подачу. Это увеличивает границы применения (рабочую зону) установки, позволяет сократить номенклатуру установок в целом и снижает их массогабаритные характеристики. Снижение массогабаритных параметров подземной части установки увеличит возможность беспрепятственного прохождения криволинейных участков скважин со сложной геометрией и малыми габаритами обсадных колон.

В связи с географическим положением регионов добычи нефти в России, большая доля добычи нефти приходится на удаленные районы с резко-континентальными климатическими условиями. Отдаленность нефтяных месторождений от производителей нефтепромыслового оборудования влечет за собой повышенные затраты на доставку и хранение большой номенклатуры громоздких УЭЦН. Исходя из вышеизложенного, задача снижения массогабаритных характеристик УЭЦН является актуальной.

Решение обозначенных задач можно осуществить путем использования в качестве привода погружных установок регулируемого вентильного двигателя. Таким перспективным направлением решения большинства обозначенных вопросов стала разработка нового поколения УЭЦН с отличными рабочими характеристиками и потребительскими качествами — установка ЭЦН АКМ-80 (автоматическая-комплектная-малогабаритная — АКМ). Основные задачи.

1. Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин в* РФ и выявление наиболее перспективного оборудования, для добычи нефти в сложившейся технологической обстановке.

2. Проведение стендовых экспериментов по получению напорно-расходных характеристик установок нового типа (ЭЦН АКМ-80) на повышенных частотах вращения вала.

3. Проведение стендовых испытаний установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в термобарокамере, имитирующей приближенные условияв скважинах.

4. Разработка и промышленная апробация алгоритмов эффективного управления установкой ЭЦН АКМ-80 применительно к изменяющимся условиям эксплуатации.

5. Разработка технологии и апробация технологической схемы дистанционного управления установкой и добычей жидкости на скважине.

6. Промышленные испытания установок ЭЦН, АКМ-80 и анализ полученных результатов на месторождениях РФ.

Научная новизна работы.

1. Получены напорно-расходные и мощностные характеристики насоса установки ЭЦН АКМ-80 до 12 000 об/мин, которые используются в программе подбора высокооборотных установок ЭЦН АКМ-80 к скважинам и в алгоритмах управления установкой в скважине.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях алгоритмы управления установкой, которые позволяют значительно повысить надежность оборудования и добычу жидкости из скважины за счет синхронизации работы «пласт-скважина-УЭЦН».

Практическая значимость.

За счет разработанных и внедренных технических решений удалось достигнуть наработок на отказ установок ЭЦН АКМ-80 в 600−800 суток. Анализ применения данной технологии по итогам промысловых испытаний установок ЭЦН АКМ-80 за 2006;2008 год в ООО «РН-Юганскнефтегаз», показал, что в среднем было дополнительно добыто 16,4 тыс. т. нефти по сравнению с предыдущей эксплуатацией. 6.

Основные результаты и выводы:

1. Экспериментально получены характеристики ступени и насоса в целом ЭЦН АКМ-80 при работе на воде в широком диапазоне частот вращения вала насоса (от 3000 до 10 000 об/мин), показавшие устойчивою работу насоса на всех частотах вращения вала и которые могут использоваться при подборе насоса к конкретным скважинным условиям.

2. Испытание установки ЭЦН АКМ-80 на надежность в условиях, приближенных к скважинным по давлению' и температуре (в термобарокамере), показали, что значительное количество пусков-остановок (более 100) в течении 48 часов не повлияло на работоспособность установки даже при увеличении числа оборотов вала насоса до 12 000 об/мин. Экспериментально получены напорно-расходные характеристики при п до 12 000 об/мин.

3. На основе полученных автором напорно-расходных характеристик в ООО «НПК «Нефтемаш» разработаны алгоритмы управления установкой с возможностью подстраиваться под изменяющийся приток в скважине и методика подбора режимов работы погружного насоса с частотным регулированием к скважинам. Автором проведена апробация разработанной методики и подтверждена достаточная сходимость результатов подборов с промысловыми данными, свидетельствующая о точности методики. По данным произведенных расчетов автором было спущено в скважины более 100 комплектов установок ЭЦН АКМ-80 и проведено исследование их работы (Приложение № 1).

4. Показано, что переход на высокие частоты вращения вала позволил создать насосы с большим диапазоном напорно-расходных характеристик и при наличии специализированных алгоритмов управления погружной частью установки — с возможностью автоматического регулирования частоты вращения вала электродвигателя, что позволяет установке подстраиваться под изменяющийся приток в скважине. Это, в свою очередь, обеспечило работу на потенциале скважин, за счет динамической оптимизации* параметров системы «пласт-скважина-УЭЦН». Также при помощи сохранения архивной информации в СУ и ее анализа можно интерпретировать процессы происходящие в скважине во время эксплуатации.

5. Низкие массогабаритные характеристики высокооборотных установок значительно упрощают монтаж на скважине, что сокращает время ввода скважины на режим эксплуатации, снижает затраты на монтаж и стоимость сервисного обслуживания.

6. По итогам проекта ЭЦН АКМ-80 за 2006;2008 год ООО «РН-Юганскнефтегаз» было добыто дополнительно 16,4 тыс. т. нефти. Это стало возможным за счет подстраивания установки под приток продукции из скважины. При этом наработки на отказ установок ЭЦН АКМ составили более 500 суток.

7. Впервые осуществлено дистанционное управление установкой, работающей в скважине с удаленного доступа (за несколько тысяч километров) в режиме реального времени, что доказало возможность своевременного управления погружным оборудованием с любого персонального компьютера подключенного к сети Интернет.