Эксплуатация скважин оборудованных электроцентробежным насосом на Усть-Балыкском месторождении

Очень слабо охарактеризован свойствами пласт ЮС1. Нефть легче, плотность пластовой нефти - 789 кг/м3, газосодержание - 82 м3/т. таблица 2.3

В таблицах 2.4 и 2.5 представлены данные по компонентному составу нефтей и нефтяного газа. Молярная доля метана в пластовой нефти изменяется в диапазоне 19-27%. Характерно наблюдение норм бутана над изо-бутаном.

Количество легких углеводородов СН4-С5-Н12 в разгазированных нефтях применяется от 10-12%, нефтяной газ жирный.

Нефть пласта БС10 парафинистая, средневязкая, слоистая, сернистая. Пласт ЮС1 - более легкая, парафинистая, сернистая, смолянистая.

Пластовые воды Усть-Балыкского месторождения относятся к разным генетическим типам : воды пласта БС10 - хлоркальциевые по классификации Сулина В.А., а воды Юрского водоносного комплекса - гидрокарбонатно-натриевые. Разработка таких месторождений осложнена выпадением солей карбоната кальция. Выпадение солей карбоната кальция происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Количественной характеристикой склонности вод к образованию карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании является показатель стабильности (ПС).. Расчёт проводился на основании данных шестикомпонентного анализа проб воды, отобранной на устье скважин , при этом величина рН определяется сразу после отбора пробы. Измерение рН непосредственно на скважине необходимо для того, чтобы исключить ошибку, возникающую за счёт улетучивания углекислого газа из пробы. Влияние на величину рН изменений температуры и давления, происходящих при движении водонефтяной эмульсии по стволу скважины учитывается введением поправки рН. По этой методике были расчитаны показатели стабильности для ряда скважин Усть-Балыкского месторождения. Пластовые воды являются нестабильными, т.к. величина их показателей стабильности больше 0.9, тогда как стабильными считаются воды с ПС больше 0.2. Влияние поправки рН на ПС незначительно, т.к. содержание углекислоты в неразгазированной нефти Усть-Балыкского месторождения составляет 0.21мольных процента и величина рН при этом будет меняться от 0.3 до 0 в зависимости от обводнённости. Количество осадка карбоната кальция , выделяемого водами с таким показателем стабильности может достигать 0.5-2 кг/т. Для предотвращения этого процесса необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения. Оптимальной дозировкой ингибитора для вод с показателем стабильности выше 1.0-1.5 считается дозировка 15-20г/т.

Пластовые воды пласта БС10 по классификации Сулина В.А. - хлоркальциевые. Разработка этого пласта осложнена выпадением карбоната кальция. Это происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Для предотвращения процесса солеотложения необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения.

В геологическом строении Усть-Балыкского месторождения принимают участие отложения четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту “Б” (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложнённый структурными носами и небольшими куполами. Месторождение характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений.

Режим залежи - упруговодонапорный. Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений более, чем в 2 раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает 70 С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание составляет 50 м3/т, плотность - 885 кг/м3

2. Технико-технологическая часть

2.1 Текущая состояние разработки месторождения

В настоящее время на Усть-Балыкском месторождении эксплуатируется горизонт БС10 (пласт БС110 и БС210), а также пласт ЮС1. Залежь пласта ЮС1 небольшая. Она разрабатывается с 1988г. В 1988г. было проведено опробование пласта ЮС2. Полученные результаты оказались отрицательными. Запасы переведены в забалансовые. Горизонт БС10 разбурен почти полностью, а пласт ЮС1 в центральной части. В процессе разработки месторождения были изменены проектные решения положения некоторых скважин. В краевых зонах было пробурено дополнительно 104 скважины, это 81 добывающих и 23 нагнетательных скважин.

По состоянию на 01.01.95г. на балансе Усть-Балыкского месторождения находится 2320 скважин, из них 1400 добывающих и 434 нагнетательных см. таблица 3.1. На балансе находится также 28 разведочных.

Резерва для размещения дополнительных скважин практически нет. Сетка скважин плотная (пл. БС110 - 23 га/скв., а по отдельным ячейкам от 14 га/скв. до 43 га/скв., пласт БС210 - 18 га/скв.). В зоне разбуривания плотность сетки 12 га/скв.

Система заводнения интенсивная. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пласту БС110 - 1:3:2, по пласту БС210 - 1:2:3. Зона закачки приближена к зоне отбора (400-700 м). Фонд работает в основном механизированным способом (87%). По состоянию фонда скважин на Южно-Сургутском месторождении можно выделить следующие проблемы.

Большой ликвидационный фонд скважин (слом колонн - 17%, обводнение - 45%, геологические причины - 14%).

2. Большое выбытие скважин из добычи (1991г. - 56 скв., 1992г. - 48 скв., 1993г. - 87 скв., 1994г. - 15 скв.) вследствие высокой обводненности.

3. Большая доля простаивающего фонда - 16%.

4. Большое количество (98 скв.) находится в пьезометрическом фонде (малодебитные, не эксплуатируемые по геологическим причинам).

5. Большое количество скважин в консервации вследствие высокого обводнения (92 скв.).

Максимальный уровень добычи нефти 11,775 млн. т был достигнут в 1985 году на десятый год разработки. В настоящее время месторождение находится в стадии падающей добычи.

Историю месторождения можно разделить по динамике добычи на 3 стадии: геологический месторождение насос пластовый

I стадия 1976 - 1984г.г. - увеличение добычи нефти. Разбурено 60% фонда, обводненность - 30-40%.

II стадия 1984 - 1987г.г. - период относительной стабилизации добычи нефти, пробурено - 90% фонда, отобрано 40% от НИЗ, обводненость - 56%.

III стадия - снижение добычи нефти.

Темпы падения добычи нефти по Усть-Балыкскому месторождению невелики. Наибольший процент падения составил 19% в 1980г. и 20,7% в 1994г. Как показывает опыт, уровень добычи нефти на данной стадии разработки месторождения поддерживается за счет бурения новых скважин. В ближайшее время ожидается снижение добычи нефти.

В 1994 году добыча нефти составила 6,000 млн. т/год. Суточная добыча постоянно падает.

Период добычи малообводненной продукции (до 10%) длился 5 лет. Первые два года продукция была безводная. С 1980-1982г.г. начинается период интенсивного обводнения. Наибольший годовой прирост обводнености 12% отмечается в 1985 году, так называемом году «максимальной добычи». В последнее время, начиная с 1989г. темп обводнения снизился, составил в среднем за год 4%.

Обводненность продукции в целом по месторождению за 1994 год увеличилась на 2,3% составила 79,5%. По площади объекты обводнены неравномерно. По объекту 1 БС10 более обводненые ячейки Юго-Восточной зоны, по 2 БС10 Южной части залежи.

В основном скважины работают с большой обводненностью в диапазоне 50% - 90%, что в среднем составляет 33% от всего фонда.

Закачка воды на месторождении начата с 1978 года. Применяется комбинированная система заводнения: на первом этапе (1978 - 1981г.г.) - трехрядная система заводнения, на втором этапе (с 1982г.) - блочно-квадратная элементами очагового заводнения. Система заводнения - местная. Как видно из таблицы объемы закачки очень незначительны. В настоящее время предполагается закачку по пласту БС10 снижать, ускорить на пласту ЮС1.

Таблица 1.5 Распределение фонда скважин по пластам

Таблица 1.6 Характеристика закачки

В таблице 3.3. показана динамика показателей по Усть-Балыкскому месторождению в период с 2010 по 2013 г.г.

Таблица 1.7 Динамика показателей разработки Усть-Балыкского месторождения (период 1986-1997гг.).

Таблица 1.7 Динамика показателей разработки Усть-Балыкского месторождения (период 1998-2010гг.).

Таблица 2.1

Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по типоразмерам на ЮС ЦДНГ за 2012-2013г.г (в %).

Рисунок 5.1

В таблице 5.2 приведены технологические характеристики работы скважин, оборудованных УЭЦН по пластам и среднее значение в целом по месторождению.

Таблица 5.2 Технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН

На дату анализа в простое находились 22 скважин, в бездействии -380 скважин.

Коэффициент эксплуатации фонда скважин, оборудованных УЭЦН, по состоянию на 1.01.04 составил 0,92. Коэффициент использования фонда скважин несколько ниже и составляет 0,7.

Низкое значение коэффициента использования фонда обусловлено значительным количеством бездействующего фонда скважин.

Анализ технологических режимов работы добывающего фонда показал, что из числа скважин, оборудованных отечественными установками УЭЦН, в оптимальном режиме работает 80%, около 11% скважин эксплуатируются с режимами выше, а 9% скважин- ниже оптимального режима эксплуатации.

По скважинам, оборудованным импортными насосами в оптимальном режиме работают только 60% скважин, 6% -выше оптимального и 34% -ниже оптимального режима эксплуатации.

Таким образом, в условиях Усть-Балыкского месторождения целесообразнее использовать отечественное оборудование УЭЦН.

Средняя глубина спуска ЭЦН составляет по объектам разработки 1766-2101 м и динамический уровень колеблется в пределах 952-1367 м при среднем значении по месторождению 983 м.

Средняя глубина погружения насоса под динамический уровень по месторождению составляет 880 м.

По пласту БС101 около 22% фонда скважин эксплуатируются с высокими динамическими уровнями в интервале 80-500м. Учитывая, что средняя обводненность добываемой продукции высокая и составляет 82%, оптимальная величина погружения под динамический уровень ниже, при этом оптимальная расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,1 МПа.

По пласту БС102 в интервале высоких динамических уровней 168-500м эксплуатируется 16% фонда скважин. При средней обводненности продукции 81%, оптимальная величина погружения под динамический уровень также несколько ниже, оптимально-расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,2 МПа.

Скважины пласта Ю1 эксплуатируются с невысокими динамическими уровнями, в интервале 510-2000м. Оптимальная величина погружения под динамический уровень при обводненности продукции 63% несколько ниже. Оптимально-расчетная величина давления на приеме насоса составляет 2,8 МПа.

Таким образом, для объектов разработки Усть-Балыкского месторождения оптимальные величины динамических уровней несколько ниже существующих. Это обуславливает достаточно высокое давление на приеме насоса.

Оптимальная величина погружения насоса под динамический уровень по пластам для данного интервала обводненности (63-82%) составляет 300-400м.

Из вышеизложенного следует, что интенсификация отборов жидкости по фонду, оборудованному УЭЦН, возможно при снижении величины погружения под уровень на 330-598м, а также изменением глубины спуска насоса.

При определении глубины спуска ЭЦН в данной работе была использована «Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам»WELL FLO. Методика учитывает тип установок, конструкцию скважины, предельно допустимые значения угла наклона ствола скважины, потери напора в НКТ, требуемые давления на буфере, предельные давления на забое и т.д.

Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию насосного фонда скважин, является наклонный профиль.

Азимутальные и зенитные искривления ствола скважин не только отрицательно влияют на работу скважинного оборудования, но и являются ограничением по глубине спуска насосного оборудования.

Анализ причин выхода из строя УЭЦН указывает, что наиболее слабым звеном установки является токовыводящий кабель.

Для скважин с углом наклона 5-100 количество ремонтов, связанных с механическим повреждением кабеля, составляет 43% всех ремонтов. С увеличением угла наклона отмеченные ремонты возрастают:

От 10-200 -до 53%

От 20-300 -до 58%

Свыше 300 -до 88%.

Влияние интенсивности набора кривизны (изменеие угла наклона на 10м) на межремонтный период (МРП) выглядит следующим образом:

От 2 до 40 МРП снижается на 30 суток;

От 4 до 5 0 на 60 суток;

От 50 и выше на 100 суток.

По этой причине к заглублению насоса могут быть рекомендованы только те скважины, профиль которых позволяет заглубить насос, соблюдая ТУ по эксплуатации ЭЦН.

По пласту БС101 более 60% скважин эксплуатируются с глубиной спуска насосного оборудования в интервале 1300-1900м, по БС102 более 70% - в интервале 1500-2300м, по Ю1 около 50% скважин -в интервале 1900-2300м. По совместным скважинам объекта Б10 с глубиной спуска более 1900м эксплуатируются от 20 до 45% скважин.

С экономической точки зрения, заглубление скважин с целью достижения потенциала скважин эффективнее, чем смена насоса на более высокопроизводительный.

По пласту БС101 наибольшее количество скважин (около 60% ), эксплуатируется со значениями забойного давления в интервале 13-19 МПа, среднее значение по пласту составляет 14,9 МПа.

По пласту БС102 забойные давления несколько ниже, максимальное количество скважин ( около 60% ), эксплуатируется со значениями забойного давления в интервале 9-15 МПа, среднее значение по пласту составляет 13 МПа.

Запланированные отборы при совместной эксплуатации пластов горизонта БС10 обеспечиваются средней величиной забойного давления 13,3 МПа.

Около 80% установок ЭЦН работают в согласованном режиме со скважиной, т.е. с дебитом не менее 0,7 не более 1,2 от номинальной производительности насоса.

С коэффициентом подачи ниже оптимального работали 9%, выше -11% скважин. Это означает, что 20% скважин, оборудованных ЭЦН, необходимо оптимизировать.

2.3 Оборудование скважин, эксплуатирующихся с помощью УЭЦН

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Установки имеют два исполнения - обычное и коррозионностойкое. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5-125-1200 ТУ 26-06-1486 - 87, где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм2/с;

водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);

микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

максимальное содержание попутной воды - 99%;

максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП ЭЦН-79);

максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);

температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.

Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:

для УЭЦНМ5 и УЭЦНМК5 с двигателем мощностью 32 кВт - 70 °С;

для УЭЦНМ5, 5А и УЭЦНМК5, 5А с двигателями мощностью 45 - 125 кВт - 75 °С;

для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.

Значения к.п.д. насоса и к.п.д. насосного агрегата соответствуют работе на воде плотностью 1000 кг/м3. Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис.4.1) состоят из погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6, наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.

Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.

Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами 3, входящими в состав насоса.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах. Насос - погружной центробежный модульный. Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор.

Двигатель - асинхронный погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсный, маслонаполненный.

Установки могут комплектоваться двигателями типа 1ПЭД по ТУ 16-652.031 - 87, оснащенными системой контроля температуры и давления пластовой жидкости.

Соединение сборочных единиц насосного агрегата - фланцевое (на болтах и шпильках), валов сборочных единиц - при помощи шлицевых муфт.

Соединение кабеля в сборе с двигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода.

Подключательный выносной пункт предназначен для предупреждения прохождения газа по кабелю в КТППН (КТППНКС) или комплектное устройство.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод.

2.4 Расчёт подбор УЭЦН для скважин

Расчет подбора УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу и оптимизации по принятой в методике.

Расчеты подбора базируются на имеющейся в Управлении по ДНГ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями "Универсальной методики подбора УЭЦН - WeLL Flo»при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин), давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже чем 0,7-0,8 давления насыщения, установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ "Спутник" и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН.

Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб ЦДНГ, после чего один экземпляр передается ЦБПО ЭПУ, а второй - цеху добычи.

Расчет и подбор УЭЦН для скважины

Исходные данные:

1.Наружный диаметр эксплуатационной колонны- 146мм.

2.Глубина скважины- 2481м.

3.Дебит жидкости- 44м3/сут.

4.Динамический уровень- 960м.

5.Пластовое давление - 22,0МПа

6.ВНК - 2510м

7.Давление насыщения - 11МПа

8.Коэффициент продуктивности- 0,6 м3/сут·Мпа.

9.Пластовая температура - 730С

10.Газовый фактор- 65 м3/м3.

11.Количество взвешенных частиц - 729 мг/л

12.Плотность добываемой жидкости - 908 кг/м3.

13.Буферное давление - 0,16 МПа

14.Альтитуда стола ротора - 36,3м

Выбор диаметра насосных труб.

Для спуска ЭЦН на Усть Балыкском месторождении используются комбинированные подвески НКТ диаметром 2 и 2,5 дюйма(60 и 73 мм). Подбор диаметра НКТ осуществляется исходя из пропускной способности и прочностных характеристик труб. КПД труб зависит от их диаметра и длины, который, как правило, следует брать не ниже 0,94.

Определяем необходимый напор УЭЦН

Расчетное забойное давление, ниже которого не должно опускаться забойное давление при отборе жидкости из скважины, находим по формуле: (1)

Рз.р. = Рнас + 0,5 -:- 1,5 МПа,

Рз.р. = 11,0 + 1,0 = 12,0 МПа

Расчетный дебит скважины находим по формуле: (2)

Qж.р. = (Рпл - Рз.р.)Кпр,

Qж.р. = (22,0-12,0)0,6·10 = 60 м3/сут.

Расчетный динамический уровень определяем по формуле: (3)

h д.р. = ВНК+АL - (Рз.р. - Рбуф )/? ж·100 =2510+36,3 - (12 - 1,6)/0,91·100 = 1401м

Определяем необходимый напор ЭЦН по формуле: (4)

Н = (h д.р. - удл)+П + ((Рбуф+0,2)/?? н)·100, где

удл - удлинение ствола скважины по инклинограмме

П - потери на трение жидкости в НКТ

? н - плотность нефти

Н = (1401 - 60)+0,94+(1,6+0,2)·100/0,755 = 1550 м

Подбор насоса.

Для получения дебита Q=44 м3/сут. и обеспечения напора 1550 м принимаем близкий по характеристикам насос ЭЦН-50 с напором 1550м и количеством ступеней 304.

С учетом газового фактора насос комплектуем газосепаратором.

Расчет оптимальной глубины спуска насоса в скважину

Выбираем глубину погружения насоса под динамический уровень, которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется приближенно расчетными способами различного рода, в данном расчете принимаем h=500м., т.е насос нужно заглубить в жидкость не менее чем на 500м, чтобы давление на приеме насоса было не менее 5 МПа. По данным инклинометрии данной скважины определяем интервал для спуска ЭЦН с минимальным углом набора кривизны. Принимаем глубину спуска насоса hсп = Н+h = 2100 м.

Определяем давление на приеме насоса по формуле: (5)

Рпр = ((h сп. - удл)-(h д.р. - удл))·?? н. /100 + Рбуф ,

Рпр = ((2100-103)-(1401- 60))·0,755/100 + 1,6 = 6,6 МПа

Т.к. 6,6 > 5 мПа то глубина спуска насоса нас устраивает.

Выбор кабеля.

Нам подходит по своим характеристикам кабель марки КПБК с площадью сечения 16 мм2 и размерами 15х37,4 мм.

С учетом пластовой температуры выбираем термостойкий удлинитель из кабеля марки КППБПТ с аналогичной площадью сечения и диаметром.

Выбор двигателя.

Для УЭЦН-50-1550 поставляются двигателя ПЭД-117 мощностью -32 кВт; КПД -0,43.

2.5 Осложнения, возникающие при эксплуатации УЭЦН

Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.

Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание рабочего колеса в корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, по Южно-сургутскому месторождению с 745 суток в 1999 году до 545 суток в 2003 году, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.

На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин:

изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите;

простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии;

проведением ПРС и другими причинами.

Зачастую вынос мехпримесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается кратковременным увеличением содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, что связано с увеличением депрессии на пласт. Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой продукции свыше 0,05 % приводит к эрозионному износу металлической поверхности нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, для добывающих скважин Усть-Балыкского месторождения желательно ограничить вынос мехпримесей до 400-450 мг/л.

Таким образом, к основным причинам повышенного выноса мехпримесей из пластов Усть-Балыкского месторождения следует отнести:

процесс первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, степень его загрязнения фильтратом бурового раствора, качество цементного камня за колонной, способ перфорации;

наличие слабосцементированных пород-коллекторов неустойчивых к фильтрационному размыву;

обводнение продукции скважин. Взаимодействие цемента, скрепляющего частицы песка пароды с водой ведет к существенному снижению его прочности;

высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение породы слагающей продуктивный пласт;

значительный масштаб работ по гидроразрывам нефтяных пластов, нарушающих целостность породы;

применение растворов ПАВ для повышения отмывающей способности жидкости способствует снижению прочности пород и, как следствие, пескопроявлению;

нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин;

высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.

Анализ динамики содержания мехпримесей показывает, что ни на одной скважине нет стабильно высокого или стабильно низкого выноса мехпримесей.

Очень высокие значения мехпримесей >1000 мг/л характерны для процесса пуска скважины после текущего или капитального ремонта, что свидетельствует только о том, что забой скважины плохо очищен или эта «грязь» привнесенная.

Кратковременное повышение содержания мехпримесей может наблюдаться в любой скважине и носит случайный характер. Однако такой кратковременный всплеск концентрации механических примесей, как правило, негативно влияет на работу УЭЦН, сокращая наработку на отказ.

Общим во всех случаях является то, что высокое содержание мехпримесей отмечается для:

периода запуска УЭЦН и вывода на режим;

любых, даже кратковременных остановках, например при отключеньях электроэнергии;

Солеотложение наносит значительный ущерб эффективной разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. В наибольшей степени это проявляется при интенсификации добычи, вызывая сокращение межремонтного периода работы насосного оборудования, как следствие потеря добычи и дополнительные затраты на ее восстановление.

Выпадение твердых кристаллических отложений солей на различных деталях ЭЦН, приводит к заклиниванию вала, либо к отказу электрической части УЭЦН. В скважинах с интенсивным солеотложением зачастую отказывает весь комплекс УЭЦН. Погружной кабель оплавлен, электродвигатель сгорел, сам насос разобрать невозможно. Вот что видят специалисты ООО «МЭПУС», когда оборудование привозят для ремонта с таких скважин. Кроме того, выпадение солей в призабойной зоне пласта приводит к увеличению скин-фактора, а значит снижению добычи нефти.

Как известно, выпадение химического вещества в осадок из раствора происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в растворе превышает равновесную. Процесс интенсифицируется при снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти выделяются газообразные компоненты, что приводит к снижению содержания углекислоты в нефти и водной фазе и, как следствие, к выпадению новых порций карбоната кальция. В результате происходит отложение солей в эксплуатационной колонне, на поверхности насосного оборудования, рабочих колес электроцентробежных насосов (ЭЦН) и т.д.

Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции, вызванного теплоотдачей работающего погружного электродвигателя и работой самого насоса. С ростом температуры снижается растворимость карбоната кальция, что интенсифицирует солеотложение карбонатных осадков на колесах ЭЦН.

2.6 Рекомендации по повышению МРП работы скважин УЭЦН

Отрицательными факторами, сдерживающими рост межремонтного периода скважин с УЭЦН, являются:

· эксплуатация УЭЦН на малопродуктивных скважинах;

· низкое качество подготовки скважин к ремонту и спуску УЭЦН;

· отсутствие нормальных (по удельному весу) растворов для глушения скважин, глушение скважин некачественными растворами, глушение на пласт;