В настоящее время месторождение разрабатывается в основном с помощью газлифта и ЭЦН. Штанговые насосы на месторождении не принесли ожидаемого эффекта. С 2003 года штанговым насосом эксплуатируется всего одна скважина. В настоящее время на месторождении работает оборудованная ШГН скв. № 55. Коэффициент подачи насоса едва достигает 0,15- 0,25. Межремонтный период - от 5 до 20 суток. Ремонт по смене насоса и депарафинизации оборудования на устье длится более трех суток. В НГДУ давно предлагалось прекратить использование на месторождении этот способ эксплуатации.
Залежи XXI, XVIII, XIX пластов разрабатываются с поддержанием пластового давления. Закачка не компенсирует отборы.
Обводнение продукции скважин в целом по месторождению достигло 85 % и продолжает расти. Большие глубины скважин, парафинистая нефть, низкие пластовые давления осложняют добычу нефти на месторождении. В этих условиях значительную помощь оказывают насосы фирмы Shlumberger, позволяющие увеличивать глубину спуска насосов до 3000 метров.
В НГДУ реализуется программа перевода газлифтных скважин на эксплуатацию с помощью УЭЦН. Количество газлифтных скважин сократилось до 15 (27 - в 1999 году), а количество скважин, оборудованных УЭЦН, увеличилось до 16 (в 1999 году - 4 скважины). Продолжают фонтанировать одна или две скважины. Обе оборудованы газлифтными клапанами и в случае прекращения фонтанирования на скважину подается газ с компрессорной станции и фонтанирование может продолжиться. Эти скважины скорее можно было бы отнести к категории газлифтных.
Со снижением пластовых давлений и, соответственно, уровней жидкости в скважинах газлифтные скважины работают со сбоями, требуется пересчет газлифтных клапанов. Освоение скважин после ремонтов или временных остановок становится затруднительным. Приходится осваивать с помощью «пузыря», т. е. в затрубное пространство скважины нагнетается газ, затем закачивается нефть или вода и продавливается газовый «пузырь» под башмак НКТ. Не всегда удается освоить скважину таким образом. Приходится привлекать бригады подземного ремонта, пересчитывать газлифтные клапаны, устанавливать их на других глубинах. Оборудование компрессорной станции изнашивается, участились остановки станции для ремонта и замены оборудования. Как следствие, простои газлифтных скважин, трудности с запусками после остановок. Ошибки при расчетах пусковых газлифтных клапанов (часто недостает достоверных данных для расчетов), ошибки при зарядке клапанов (зарядка клапанов, ранее производившаяся на нефтепромысле, производится практически бесконтрольно вдали от промысла), ошибки при установке клапанов на скважине (установка клапанов не на проектируемых глубинах) еще больше усугубляет ситуацию. Нехватка газа - основная проблема.
В сложившихся условиях наиболее оптимальным является перевод газлифтных скважин на эксплуатацию УЭЦН. Использование УЭЦН фирмы Shlumberger позволит значительно увеличить межремонтный период работы скважин, эксплуатировать скважины с динамическими уровнями до 3000 метров, форсировать отборы обводнившихся залежей.
2. Анализ эффективности работы скважин оборудованных ЭЦН месторождения Мирзоева
2.1 Основные виды оборудования, применяемые для добычи нефти на месторождении
На месторождении им. Мирзоева фонтанные и газлифтные скважины оборудованы одинаково: в скважину спущены НКТ с газлифтными клапанами, устьевое оборудование - фонтанная арматура, газ подается с компрессорной станции, расположенной на месторождении Монги, и распределяется по скважинам посредством установок распределения газа (УРГЛ).
Единственная скважина на месторождении, оборудованная ШГН, на устье оборудована станком-качалкой и устьевым оборудованием с СУСГом, подземное оборудование стандартное: НКТ, штанги, насос.
Более подробно рассмотрим оборудование ЭЦН, наиболее перспективное на месторождении им. Р.С. Мирзоева.
Установка скважинного центробежного насоса (рис. 2.1) состоит из компенсатора 1, приводящего электродвигателя 2, протектора 3, насоса 4, плоского 5 кабеля, крепящегося к насосно-компрессорным трубам 10 стальными поясами или хомутами 8, обратного 6 и спускного 7 клапанов, оборудования устья скважины 11, станции управления 12, трансформатора 13 и различного вспомогательного оборудования.
Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно-компрессорных труб.
Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно-компрессорных труб до насосного агрегата. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.
Ограничение диаметров скважинных электронасосных агрегатов приводит к необходимости увеличения длины агрегатов при мощностях электродвигателей до 250 кВт. Диаметры агрегатов находятся в пределах 116--142,5 мм, длина агрегатов -- более 25 м.
Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.
Электродвигатель насосного агрегата -- погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.
Рис. 2.1 Установка скважинного центробежного насоса
Над насосным агрегатом через две-три насосно-компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу -- спускной клапан.
Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно-компрессорных труб жидкостью.
Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно-компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.
Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима.
К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спускоподъемных операций.
Соединение узлов насосного агрегата: секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя, фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.
В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб. Конструкция головки позволяет производить ловильные работы насосного агрегата при отвороте его от насосно-компрессорных труб или разрушении переводника в резьбовой части ловильной головки.
Насосный агрегат с насосно-компрессорными трубами и кабелем подвешивают на оборудовании устья скважины, которое обеспечивает герметизацию кабеля и насосно-компрессорных труб, а также отвод жидкости и газа.
Установки скважинных центробежных насосов (УЭЦН), эксплуатирующиеся в скважинах с различным внутренним диаметром обсадных колонн, имеют следующие обозначения:
УЭЦН5 -- эксплуатируются в скважинах с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм; УЭЦН5А -- не менее 130 мм; УЭЦН6 -- менее 144,3 мм; УЭЦН6А--не менее 148,3 мм.
В обозначениях: буквы «У» -- установка (если после буквы «У» стоит цифра, то она обозначает порядковый номер модернизации установки); «Э» -- с приводом от электродвигателя; «Ц» центробежный насос; «Н» -- нефтяной; следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, число после тире -- номинальная подача, м3/сут; последнее число - напор, м, при номинальной подаче (табл. 11.2).
Обозначение насоса аналогично обозначению установки, при этом первая буква «У» -- опускается. Например, скважинный центробежный насос с приводом от электродвигателя, 2-й модификации, для скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм, с подачей 130 м3/сут. и напором 1200 м обозначается 2ЭЦН5-130-1200.
В обозначении установок, поставляемых с насосами повышенной износостойкости, добавляется буква «И», а с насосами повышенной коррозионностойкости -- буква «К», например, УЭЦНИ5, УЭЦНК5.
Погружные электродвигатели обозначаются буквами «ПЭД», а в случае секционного исполнения «ПЭДС», где буквы «П» -- погружной, «ЭД» -- электродвигатель, «С» -- секционный.
Первое число после буквенного обозначения -- номинальная мощность электродвигателя, кВт; второе число - наружный диаметр корпуса электродвигателя, мм; следующая буква -- обозначение модернизации электродвигателя; последние буква и цифра -- изготовление электродвигателей в климатическом исполнении «В» категории 5 по ГОСТ 15150--69 (СТ СЭВ 460-- 77).
Например, погружной электродвигатель секционный мощностью 90 кВт, с диаметром корпуса 117 мм, модернизации «А», исполнения «В» по 5-й категории размещения обозначается ПЭДС 90-117АВ5.
Гидрозащита обозначается, например, 1Г51, где 1 -- номер модификации, <Г» гидрозащита; 5 -- для обсадной колонны с внутренним диаметром не менее 121,7 мм; 1 -- номер разработки.
Кабели для установок скважинных центробежных насосов имеют обозначения: КПБК -- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый (на месторождении им. Мирзоева не используется); КПБП -- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский; КППБПС -- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский на всю строительную длину. Например, КПБК З Х 16 -- кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый, трехжильный, с площадью сечения жилы 16 мм2.
Трансформаторы обозначаются, например, ТМПН 100/3 -- 73У1, где «Т» -- трехфазный; М» -- естественная циркуляция масла и воздуха, «ПН -- для скважинных нефтяных насосов; 100-- номинальная мощность, кВ. А; З -- класс напряжения обмотки ВН; 73 -- год разработки; УI -- климатическое исполнение и категория размещения.
Тип станции управления обозначается, например, ШГС5804--49А3У1, где «Ш» -- шкаф, «Г» -- отрасль применения (горнодобывающая и нефтяная промышленности), С» -- обозначение завода-изготовителя; 5 -- класс; 8 - группа; 04 -- порядковый номер, 4 -- номинальный ток силовой цепи (4 -- до 250 А, 5 -- до 400 А); 9 -- напряжение силовой цепи (до 2300 В); А -- модернизация; 3 -- напряжение цепи управления (380 В); УI -- климатическое исполнение и категория размещения.
Станция управления другого типа обозначается, например, КУПНА79--29А2У 1, где «КУПНА» комплектное устройство управления скважинным насосным агрегатом; 79 год разработки; 2 -- номинальный ток силовой цепи (2 -- до 100 А, 3 -- до 160 А, 4--до 250 А); 9--напряжение силовой цепи (до 3000 В); А -- модификация; 2 -- напряжение цепи управления (220 В); УI -- климатическое исполнение и категория размещения.
Скважинные центробежные насосы изготавливаются одно- или многосекционными (когда ступени насоса не размещаются в одном 5-метровом корпусе), обычными или повышенной износостойкости.
В корпусе насоса 4 размещены рабочие колеса 7, насаженные на вал 3, и направляющие аппараты 5 (рис. 2.2). Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним и верхним направляющими аппаратами. Осевое давление, действующее на рабочее колесо 1, передается от него на нижнюю текстолитовую шайбу 4 и затем на бурт направляющего аппарата 3.
Рис. 2.2 Скважинный центробежный насос
Направляющие аппараты соединяются между собой по линии 2 и все вместе опираются в нижней части насоса на основание, а сверху зажаты гайкой, ввинченной в корпус насоса. Частично осевое давление передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса при отложении солей в зазоре между ним и валом или в результате коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к рабочим колесам латунной шпонкой 6, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из 400-1000-мм отрезков. Вал насоса имеет вверху осевую 1 и радиальную 2 опоры скольжения, а внизу -- радиальную опору скольжения 8. В нижней части насоса размещена сетка (фильтр) 9.
Вал 3 насоса через шлицевую муфту 10 соединяется с валом протектора гидрозащиты электродвигателя.
Рабочие колеса 5 и направляющие аппараты насоса изготавливаются литыми из специального чугуна. Вал насоса представляет собой пруток из стали 38ХА или стали, легированной никелем, который благодаря многократной протяжке и дальнейшей обработке на правильно-полировальном станке имеет высокую точность по диаметру, прямолинейность и малую шероховатость. Материалы пар трения в осевой опоре вала -- бельтинг, пропитанный графитом и резиной по стали; в верхней и нижней радиальных опорах вала--латунь или бронза по стали (для износостойких насосов -- резина по стали); в осевой опоре рабочего колеса -- текстолит по чугуну (для износостойких насосов -- резина по стали); в радиальной опоре вала в направляющем аппарате -- чугун по латуни.
Рис. 2.3 Рабочее колесо и направляющие аппараты насоса
Насосы повышенной износостойкости для подачи пластовой жидкости с песком отличаются от насосов обычного исполнения наличием пластмассовых (вместо чугунных) рабочих колес, материалами пар трения в опорах и наличием дополни тельных резинометаллических радиальных опор, препятствующих изгибу вала при его вращении и уменьшающих его износ.