• Teddysgat
• 19 Jun 2025
• Производство, промышленность
• 85 Прочтений
• 0 Комментариев

Насосные скважины в нефтедобыче

На месторождениях Западной Сибири около 80% скважин механизированного фонда эксплуатируется насосным способом. При дальнейшей разработке месторождений их фонд будет непрерывно расти и в будущем должен составить 13 тыс. скважин.

В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного образца и некоторыми типоразмерами импортных. Глубиннонасосные скважины оборудованы трубными (90%) и вставными (10%) штанговыми насосами с плунжером диаметром 28-68 мм и с приводом от станков-качалок типа 5СК5, 6СК6 и 7СК8. Проходят промысловые испытания винтовые, гидропоршневые и струйные установки.

В процессе эксплуатации насосных скважин соответствие элементов системы пласт — скважина — насос оценивают по коэффициенту подачи. По этому показателю в согласованном режиме на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется до 70% скважин. Около 25% скважин вследствие неточности технологических расчетов работы системы из-за отсутствия достоверной информации об объекте эксплуатации, а также из-за дефицита высокопроизводительных установок эксплуатируется в режиме работы насоса выше оптимального.

Работа насоса в режиме, ниже оптимального, характерна, в основном, для УШГН вследствие абразивно-коррозионного износа плунжерной и клапанных пар.

Работа системы пласт — скважина — насос в несогласованном режиме снижает отборы нефти, ухудшает энергетические показатели и эксплуатационную надежность установок. Уменьшение отборов жидкости по насосному фонду компенсируется соответствующим отбором по фонтанному фонду, в результате чего нарушается режим эксплуатации месторождений. Поэтому разработка и внедрение мероприятий, направленных на согласованную работу системы пласт — скважина — насос, является резервом повышения эффективности работы насосного фонда скважин и всей системы эксплуатации месторождения в целом.

Главное мероприятие — организация систематического контроля работы насосного фонда скважин. В настоящее время необходимая для технологических расчетов информация по насосным скважинам поступает с большой долей погрешности или вообще отсутствует. Для получения достоверной информации СибНИИНП разработал и внедряет методы исследования насосных скважин, не требующие проведения большого числа операций.

При абразивно-коррозионном износе ШГН для повышения текущего дебита скважин необходимо шире внедрять систему планово-предупредительных ремонтов и метод увеличения теоретической подачи насосов.

Температура до 80°С и давление более 100 кгс/см² на приеме насосов, наличие до 1 г/л механических примесей в добываемой продукции, искривленность стволов скважин более 2 градусов на 10 м, отложение солей и парафина в скважинном оборудовании — вот неполный перечень природных факторов, осложняющих эксплуатацию насосных установок в Западной Сибири. В зависимости от факторов и интенсивности их проявления четко прослеживаются характерные отказы элементов скважинного оборудования.

Отказы установок УШГН обусловлены в основном абразивно-коррозионным воздействием добываемой жидкости. Характерный для УШГН отказ — обрыв штанговой колонны на месторождениях Главтюменнефтегаза (при значительном фонде наклоннонаправленных скважин) составляет не более 15%. Высокая эксплуатационная надежность штанговой колонны объясняется широким применением легированных штанг и сравнительно непродолжительным сроком работы их в скважинах.

Для количественной оценки влияния природных факторов и режима работы насосных установок на их надежность проведена математическая обработка фактических промысловых данных по основным районам Западной Сибири с построением многофакторной корреляционной модели формирования отказов установок. Согласно моделям, для повышения эксплуатационной надежности УЭЦН необходимо разрабатывать мероприятия по снижению температуры и давления на приеме насоса, механических примесей, искривления ствола скважин и отложения в них солей. По УШГН мероприятия должны быть направлены на снижение абразивно-коррозионного износа.

Для увеличения межремонтного периода работы УЭЦН в условиях повышенных пластовых температур и давлений необходимо разработать установки, комплектующиеся погружными электродвигателями с допускаемыми условиями их работы при температуре окружающей среды до 90°С и кабелем — при температуре —50 ÷ +90°С и давлении 200 кгс/см².

Влияние температуры и давления на работу УЭЦН можно снизить уменьшением глубины подвески насоса в скважине, а свободного газа — установкой диспергаторов и газосепараторов на их приеме. На промыслах Западной Сибири накоплен опыт применения диспергирующих устройств конструкции СибНИИНП, встроенных в ЭЦН. Перспективы более широкого их внедрения как в Западной Сибири, так и в других районах Советского Союза зависят от того, насколько быстро на заводах-изготовителях УЭЦН будет освоен выпуск насосов с встроенными диспергирующими устройствами.

Испытания скважинных газосепараторов, принцип работы которых основан на повороте на 180 градусов потока газожидкостной смеси, показали их низкую эффективность. В связи с этим СибНИИНП разработал и проводит промысловые испытания винтового газосепаратора, которые дали положительные результаты.

На месторождениях с интенсивным проявлением песка хорошо зарекомендовали себя электропогружные износоустойчивые насосы типа ЭЦНИ. Для предотвращения отложений солей и парафина в насосном оборудовании можно рекомендовать химические ингибиторы отечественного и импортного производства, модификацию поверхности оборудования с целью придания антиадгезионных свойств осадкам. Первые положительные результаты получены от применения для этого акустического поля.

Влияние искривления ствола скважины значительно снижается, если при ее строительстве соблюдаются нормативы на искривленность ствола (Афанасьев В. А., Елизаров А. В. Определение норм набора кривизны ствола скважин, эксплуатируемых погружными центробежными насосами — Тр. СибНИИНП, Тюмень, 1976, вып. 5, с. 30—35.)

Заслуживают внимания центраторы колонн труб, предотвращающие деформацию кабеля в процессе спуско-подъемных операций.

Другим направлением повышения технико-экономических показателей эксплуатации насосных скважин является снижение времени их простоев. Анализ баланса времени простоев выявил, что 40—50% простоев обусловлено организационными причинами (отсутствие свободных ремонтных бригад, электроэнергии, необходимых типоразмеров насосного оборудования и т. п.). Значительно еще число повторных текущих ремонтов насосных скважин, обусловленное низким качеством оборудования, несоблюдением технических условий при монтажных работах. Ликвидация указанных причин может повысить коэффициент эксплуатации на 5-10%.

Таким образом, эффективность работы насосного фонда скважин в Западной Сибири можно повысить лишь на основе комплексного подхода к решению этого вопроса. При этом необходимо следующее.

1. При создании насосного оборудования надо учитывать специфические условия его эксплуатации в Западной Сибири.
2. Улучшить качество насосного оборудования и его ремонта.
3. Форсировать разработки по созданию нового насосного оборудования в первую очередь с гидроприводом.
4. Решить комплекс организационных задач по обслуживанию, исследованию и ремонту насосных скважин.

УДК 622.276.53.004.14
В. А. Афанасьев, А. Н. Резник, Л. И. Чириков
(СибНИИНП)
1976