автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обоснование областей применения технических средств для добычи высоковязкой нефти на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ р ^ ^ И ГАЗА им- и- М- ГУБКИНА

2 2 ШШ ^

На правах рукописи

УДК 622.276.5

Демидов Виталий Альбертови^^Л^-

Обоснование областей применения

технических средств для добычи высоковязкой нефти на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1995

Работа выполнена в Государственной академии нефти и газа имени И. М. Губкина (ГАНГ).

Научный руководитель - доктор технических наук,

профессор Мищенко И. Т.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Чубанов О. В., кандидат технических наук, профессор Ибрагимов Г.З.

Ведущее предприятие - Печорский государственный

научно-исследовательский и проектный институт (Печор-нипинефть)

Защита диссертации состоится /-3 ^ 1996 г.

в 15 час. на заседании специализированного совета К 053. 27. 08 по присуждению ученой степени кандидата технических наук при Государственной академии нефти и газа им. И. М. Губкина по адресу: г. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ.

Автореферат разослан ' •

/Л лиЖк,

;99б г.

Ученый секретарь специализированного совета кааляАят технических наук

А О. ПАЛИИ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Открытие и вовлечение в разработку новых месторождений высоковязких нефтей ставит в последнее время вопрос подъема таких нефтей на поверхность особенно остро.

В результате полувекового опыта эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью во всем мире было испытано и применялось множество различных способов и технических средств добычи высоковязкой нефти. Наибольшее распространение получили установки скважинных штанговых насосов (УСШН).

Другим распространенным способом добычи высоковязкой нефти в последнее время становятся установки винтовых насосов с поверхностным приводом и электропогружные.

Остальные способы, в том числе с применением УЭЦН, не нашли широкого применения, либо находятся в стадии доработки и опытно-промышленного внедрения.

В тоже время, практика эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью показала значительные осложнения в процессе подъема продукции насосным оборудованием всеми перечисленными способами. Так, эксплуатация скважин штанговыми глубинонасосными установками осложнена силами гидродинамического трения между движущимися штангами и нефтью, трения плунжера в цилиндре, что может приводить к рассогласованию движения головки балансира станка-качалки и колонны штанг, возникновению знакопеременных нагрузок и, как следствие, преждевременному отказу станка-качалки (СК) или обрыву пгганг.

Параметры работы центробежных насосов существенно зависят от вязкости откачиваемой жидкости. При откачке высоковязкой нефти установками ЭЦН значительно увеличивается потребляемая мощность, что приводит к перегрузке двигателя, его отключению или даже отказу, а также к слому вала насоса. По этой причине большинство попыток применения УЭЦН для добычи высоковязкой нефти оказались неудачными.

Применение установок электропогружных винтовых насосов, хотя и позволяет откачивать высоковязкую продукцию, имеет ряд существенных недостатков, связанных с низкой надежностью резиновых обойм и труднопрогнозируемым изменением подачи насоса в процессе износа обойм и при изменении обводненности продукции скважин.

Стало очевидным, что для повышения надежности работы всех способов добычи тяжелой нефти необходимо провести комплексное исследование процессов, происходящих в скважинах при механизированной добыче высоковязкой нефти и параметров работы установок в реальных скважинных условиях.

Крупнейшим месторождением высоковязкой нефти в России, разрабатываемым с применением механизированных способов эксплуатации скважин, является пермокар-боновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми). Вязкость нефти в пластовых условиях достигает 0.7-1.0 Па)$с, в поверхностных - 5-6 Па£{с. Залежь разрабатывается как на естественном режиме, так и с применением термических методов повышения нефтеотдачи пластов. Обводненность продукции скважин от 0 до 99%, дебиты скважин от 5 до 300 т/сут.

Перечисленные особенности пермОкарбоновой залежи создают необходимое для изучения и решения поставленной проблемы разнообразие скважинных условий и свойств откачиваемой продукции.

Исходя из вышесказанного, целью работы является:

1. Экспериментальное изучение процесса движения высоковязкой продукции в реальных скважинных условиях.

2. Экспериментальное изучение параметров работы установок СШН и ЭЦН откачивающих высоковязкую продукцию.

3. Обоснование методик расчета параметров работы и областей применения установок СШН и ЭЦН для условий скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

Поставленные задачи исследований:

1. Инструментальный замер давления и температуры на выкиде насосов и по длине НКТ в скважинах, оборудованных электропогружными установками. Исследование динамики изменения давления на выкиде насоса в процессе пуска и работы после подземного ремонта и после остановок различной продолжительности, а также адаптация методики расчета параметров движения продукции в подъемных трубах.

2. Измерение нагрузок на головку балансира станка-качалки при работе установок СШН с насосами различных конструкций; определение сил гидродинамического трения штанг и обоснование методики их расчета; определение предельных значений длины хода полированного штока и частоты качаний головки балансира станка-качалки и обоснование рекомендаций по подбору У СШН.

3. Инструментальные измерения производительности, развиваемого напора, температуры на выкиде ЭЦН, электрических параметров и построение О - Н характеристики при работе ЭЦН в различных скважинных условиях; обоснование методики пересчета водяной характеристики центробежного насоса на высоковязкую жидкость.

4. Обоснование области применения установок СШН и ЭЦН в скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и основных критериев подбора установок для различных скважинных условий.

Методы решения поставленных задач

1. Для обеспечения возможности интерпретации результатов измерений в реальных скважинных условиях адаптированы методики расчета физико-химических свойств нефти и газожидкостных смесей, а также параметров движения продукции в подъемных трубах.

2. При исследовании установок СШН реализована схема

3

исследований, позволившая регулировать частоту качаний станка-качалки преобразователем частоты тока (ПЧТ) и производить непрерывное измерение нагрузок с помощью тензодатчика, закрепленного на полированном штоке.

3. Для исследования параметров работы установок ЭЦН разработаны и реализованы схема исследований и методика проведения измерений, позволившие измерять и регистрировать:

- внутрискважинные параметры (давление на приеме насоса, давление и температуру на выкиде насоса и по длине НКТ),

- устьевые параметры и производительность насоса,

- электрические параметры работы электропогружной установки (рабочий ток двигателя, напряжение сети и СОЗ[ф]).

4. На основе анализа результатов экспериментальных и теоретических исследований обоснована методика расчета основных параметров работы установок СШН и ЭЦН при добыче высоковязкой нефти и области применения этих установок в скважинах пермокарбоновой залежи Усин-ского месторождения.

Научная новизна полученных результатов заключается в следующем:

1. Впервые получены результаты исследования параметров работы установок СШН в скважинах с высоковязкой нефтью при плавном изменении частоты качаний без остановки станка-качалки.

2. Впервые экспериментально измерен нагрев высоковязкой жидкости в насосе ЭЦН в реальных скважинных условиях и дано теоретическое обоснование этого явления, а также методики расчета распределения температуры по длине насоса ЭЦН.

3. Разработана методика расчета основных параметров работы реального насоса ЭЦН при добыче высоковязкой нефти, подтвержденная результатами комплексных промысловых исследований.

4. Обоснованы основные принципы и критерии подбора установок СШН и ЭЦН при добыче высоковязкой продукции.

5. Показана возможность теоретической оценки работоспособности установок СШН и ЭЦН при эксплуатации скважин любых месторождений высоковязкой нефти.

Практическая ценность результатов работы основана на полученных данных комплексных промысловых исследований-и методическом материале , позволяющих определять параметры работы и производить подбор установок СШН и ЭЦН для любых скважинных условий пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Так, уже в 1989-90 гг. на основе данных промысловых исследований были разработаны предварительные рекомендации по подбору и внедрению УЭЦН, в результате чего фонд работающих скважин, оборудованных установками ЭЦН, вырос с 14 (в основном на высокообводненных скважинах участка паротеплового воздействия на пласт) в 1989 году до 85 (из них более 60 на участке естественного режима разработки) в 1993 году.

Полученный материал позволяет с большой степенью достоверности прогнозировать параметры работы установок СШН и ЭЦН, а также получать данные, необходимые для оценки эффективности различных способов механизированной добычи высоковязкой нефти.

Кроме этого, на основе данных исследований и расчетов разработаны рекомендации по подбору и эксплуатации установок СШН и ЭЦН в различных скважинных условиях по следующим параметрам:

- конструкция подвески и глубина спуска насосов,

- конструкция и типоразмер СШН, режим работы станка-качалки,

- типоразмер ЭЦН, мощность комплектуемого электродвигателя,

- выбор рабочего агента для проведения технологических операций;

а также определены области рационального применения насосных установок.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на научных семинарах кафедры "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений" ГАНГ им. И. М. Губкина.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех х^лав и основных выводов. Общий объем работы составляет /страниц, в том числе 14 таблиц, 17 рисунков и список использованной литературы из 27 наименований на 3 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении обоснована актуальность проведения исследований и приведены причины выбора пермокарбоно-вой залежи Усинского месторождения в качестве основного объекта исследований.

В первой главе представлен обзор технических средств для добычи высоковязкой нефти; анализ результатов работы различных конструкций штанговых насосов и электропогружных установок в скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения; результаты изучения основных физико-химических свойств продукции скважин и адаптации методик их расчетов; определены основные задачи исследований работы штанговых и электропогружных установок в реальных скважинных условиях.

Отмечено, что практически все известные способы подъема нефти на поверхность применялись при добыче высоковязкой нефти. Так, только на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения в период с 1977 по 1994 гг. применялись установки штанговых насосов различных конструкций и схем, электропогружные центробежные и винтовые насосы, испытывались и испытывают-ся струйные насосы, установки "парлифта", винтовые насосы с поверхностным приводом и другие.

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти в России, разрабатываемым с применением механизированных способов эксплуатации скважин. Нефть пермокарбоновой залежи высоковязкая, малопарафинистая, не-донасыщенная газом. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 0.7-0.8 Па-с, а дегазированной нефти при 20°С достигает 5-6 Па-с. Обработка данных лабораторных исследований показала возможность описания зависимос-6

тей вязкости дегазированной и пластовой нефти от температуры уравнением типа уравнения Чью и Коннели. Вязкость водонефтяных эмульсий не более чем в два раза превышает вязкость нефти. При этом пик вязкости приходится на содержание воды 35-40%. Дальнейшее увеличение доли воды приводит к быстрому разрушению эмульсии.

Анализ результатов использования технических средств для добычи высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи показал низкий уровень надежности всех видов установок. Основным осложняющим фактором при эксплуатации установок ЭЦН и СШН является вязкость откачиваемой продукции. Надежность работы установок электропогружных винтовых насосов зависит, в основном, от надежности работы пары "винт-обойма". Слабая изученность процессов, происходящих в скважине при откачке нефти, и их влияния на работу установок в различных скважинных условиях затрудняют подбор и прогнозирование параметров работы оборудованиявконкретныхскважинныхусловиях.

Эти факторы, а также наличие фонда часторемонтируе-мых скважин, обусловили необходимость проведения комплексных исследований в реальных скважинных условиях, результаты которых представлены во второй и третьей главах.

Во второй главе представлены результаты промысловых экспериментальных исследований параметров работы установок СШН, обоснование методики расчета сил гидродинамического трения штанг и области применения УСШН в скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

Реализована схема исследования УСШН, позволившая производить измерение нагрузок на полированном штоке при плавном изменении частоты качаний. При исследовании динамики нагрузок в процессе работы УСШН измерения производились с помощью тензодатчика, закрепленного на полированном штоке. Так на скв. 1232 были произведены продолжительные измерения нагрузок тен-зодатчиком в процессе пуска, освоения после подземного ремонта, пуска после остановок различной продолжительности при работе ННБД1 57x32. Для обеспечения возмож-

7

ности интерпретации результатов измерений и выделения сил гидродинамического трения штанг насос был спущен без разрядного клапана.

Измерения показали, что силы гидродинамического трения при ходе штанг вверх и вниз практически равны и, при частоте качаний 6 1/мин и длине хода 1.5 м, составляют 2.02.2 КН. Объясняется это тем, что при незначительной подаче насоса средняя скорость движения жидкости в НКТ диаметром 89 мм в 8-10 раз меньше, чем максимальная скорость движения штанг. Кроме того, в верхней части подвески из-за значительных сил гидродинамического трения жидкость увлекается штангами при ходе вверх - вверх, а при ходе вниз - вниз. Эксперименты с "голой" штангой, спущенной до глубины 1100 метров в скважину с УЭВН-25-1000, проведенные после заполнения НКТ безводной тяжелой нефтью, показали,-что движение колонны штанг создает значительные колебания устьевого давления и изменение направления движения жидкости на устье скважины. Так, при закрытой буферной задвижке и отключенной установке УЭВН-25-1000, при частоте качаний 6 1/мин и длине хода 1.5 метра давление на устье изменялось от 0.30.5 МПа при ходе вниз до 2.8-3.0 МПа при ходе вверх. Нормальное устьевое давление составляло 1.55 МПа.

В результате экспериментов с "голой" штангой показано также , что в малообводненной продукции скважин возможна работа колонны штанг без зависания при частоте качаний 6 1/мин и длине хода не более 1.5 метра. Следовательно, в таком режиме могут работать и УСШН, оборудованные насосами НСН по беспакерной схеме.

Исследования работы УСШН с НСН-43 по беспакерной схеме, спущенного на глубину 1200 метров в малообводнен-ную скважину 1363, подтвердили работоспособность такой схемы при длине хода не более 1.5 метра. Кроме этого, при использовании преобразователя частоты тока были проведены измерения нагрузок при длине хода 2.5 метра и частоте качаний от 0 до 3 1/мин. Дальнейшее увеличение частоты оказалось невозможным из-за "зависания" штанг.

Далее во второй главе представлено обоснование методики расчета сил гидродинамического трения и нагрузок на головку балансира в целом. Сопоставление результатов 3

измерений и расчетов с использованием различных методик определения сил гидродинамического трения показало, что применение формулы А. М. Пирвердяна позволяет наиболее точно рассчитать силы гидродинамического трения. Методика А. Р. Капланадает заниженные значения этих сил, особенно при ходе вверх. Сопоставление произведено по результатам динамографирования ряда малооб-водненных скважин, оборудованных УСШН с ННБД1-57x32. При этом значения вязкости и других физико-химических свойств жидкости по длине подъемных труб определялись при поинтервальном расчете газожидкостного подъемника в направлении "снизу вверх".

С использованием обоснованных методик произведены расчеты нагрузок на головку балансира при работе УСШН с ННБД1-57х32, НСН-43, НСН-57 по беспакерной схеме в различных скважинных условиях. Показано, что оптимальная глубина спуска штанговых насосов в скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения составляет 1000-1100 метров, максимальный отбор составляет 20-25 м^/сут, а применение насосов с диаметром плунжера более 57 мм нецелесообразно из-за возрастания максимальной нагрузки и напряжения в штангах.

Ввиду ограничения отбора высоковязкой нефти установками СШН практический интерес представляет оценка работоспособности и области применения в условиях скважин пермокарбоновой залежи электропогружных установок.

В третьей главе представлены результаты промысловых экспериментальных исследований процесса движения высоковязкой нефти в подъемных трубах при работе электропогружных винтовых и центробежных насосов, параметров работы установок ЭЦН, обоснование методики расчета О - Н характеристики ЭЦН при откачке высоковязкой жидкости и области применения УЭЦН в скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

Для проведения исследований в реальных скважинных условиях разработана технологическая схема и создан комплекс оборудования, позволивший производить изме

9

рение производительности насоса, давления на приеме и выкиде насоса, температуры на выкиде насоса, давления и температуры по длине НКТ, устьевых и электрических параметров работы ЭПУ как раздельно, так и комплексно.

Для изучения процессов, происходящих в НКТ при добыче высоковязкой нефти, и обоснования методики расчета параметров движения продукции в подъемных трубах на ряде скважин, оборудованных установками электропогружных винтовых и центробежных насосов, проведены измерения с дистанционной регистрацией давления и температуры на выкиде насоса и по длине НКТ в процессе пуска после подземного ремонта скважин, освоения, установившегося режима работы и пуска после остановок различной продолжительности. Результаты исследований показали, что в установившемся режиме работы на большинстве скважин градиент давления по длине НКТ близок к градиенту гидростатического столба воды. При этом температура на выкиде насосов и по длине НКТ колеблется в пределах 25-80°С на выкиде насоса, 5-45°С на устье в зависимости от вида установки (УЭВН или УЭЦН), типоразмера насоса и обводненности продукции.

При исследовании процесса пуска насосов после остановок различной продолжительности было выявлено, что после остановок малообводненных скважин продолжительностью 3-5 часов пусковое давление на выкиде насосов в течение первых минут превышает давление в установившемся режиме работы на 4-5 МПа для УЭВН5 - 25 - 1000 и УЭЦН - 80 -1200 и на 9 -11 МПа для УЭВН-100-1200 и УЭЦН-125-1300.

Полученные данные исследований работы газожидкостного подъемника, а также результаты обработки данных физико-химических свойств продукции скважин, представленные в первой главе, позволили адаптировать методику расчета параметров работы газожидкостного подъемника для условий скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Эта методика была использована для интерпретации результатов исследований и расчета условий работы внутрискважинного оборудования.

В процессе исследования скважин также было выявлено, что в скважинах с пластовым давлением на уровне 10

давления насыщения нефти газом и ниже после пуска насоса в работу в течение короткого времени происходит переход на продуцирование газом. Это приводит к срыву подачи, перегреву ПЭД и отказу установки.

Для исследования этого процесса в скважине с низким пластовым давлением, оборудованной УЭВН-25-1000, спущенной на глубину верхних дыр перфорации, после пуска из ремонта было произведено измерение давления на приеме и выкиде насоса с дистанционной регистрацией на устье. В результате было экспериментально показано, что сразу после перехода с жидкости глушения на откачку нефти начинаются кратковременные прорывы свободного газа на прием насоса. Далее в течение 1-2 суток происходит замещение жидкости в затрубном пространстве на газ и переход насоса на откачку чистого газа, сопровождающийся отсутствием подачи и приводящий к быстрому отказу насоса.

Одним из важнейших вопросов при исследовании работы УЭЦН в скважинах с высоковязкой нефтью является определение производительности установки в различных скважинных условиях. Современные средства измерения а,ебита скважин (АГЗУ "Спутник" и др.) не предназначены для высоковязких нефтей. Поэтому измерения производились при помощи специальной передвижной емкости массовым способом.

По такой схеме было произведено около 70-ти замеров дебита скважин, оборудованных УЭЦН5-80-1200 (1550) и УЭЦН5-130-1200 с обводненностью от 0 до 98%.

Результаты измерения производительности УЭЦН показали, что последняя значительно изменяется в зависимости эт обводненности продукции скважин. При откачке безводной нефти производительность УЭЦН примерно в два раза ниже номинального значения. Рост обводненности от 3 до 25-30% сопровождается снижением производительности еще на 20-25%. При повышении обводненности более 2530% происходит резкое повышение производительности и /же при обводненности 35% она превышает производительность УЭЦН на безводной нефти. Дальнейшее повышение обводненности сопровождается постепенным ро-;том производительности и при обводненности 75-80% производительность достигает номинального значения.

И

Применение высоконапорных установок ЭЦН несколько увеличивает добычу безводной и высокообводненной продукции. Однако, при обводненности 30-40% производительность высоконапорной УЭЦН может оказаться даже ниже.

На б-ти скважинах, оборудованных УЭЦН5-80, были сняты О-Н характеристики. При этом развиваемый насосом напор регулировался путем штуцирования на устье, а давление на выкиде насоса измерялось геофизическими приборами с дистанционной регистрацией. Полученные ОН характеристики расположены достаточно близко. Это свидетельствует о том, что при откачке малообводненной продукции скважин установками ЭЦН-80 они имеют достаточно стабильную О-Н характеристику и в условиях большинства скважин пермокарбоновой залежи (требуемый напор - 500-700 метров) установки ЭЦН-80 могут обеспечить отбор малообводненной высоковязкой нефти в пределах 35-50 м^/сут. Правая часть О-Н характеристики достаточно крутая, что не позволяет достичь производительности более бОм^/сут даже при нулевом напоре. При этом максимальный развиваемый напор в режиме нулевой подачи практически совпадает с максимальным напором при работе на воде.

В 1990 году установками ЭЦН было оборудовано уже около 70 скважин, в том числе на участке естественного режима более 50. На всех этих скважинах произведены измерения устьевых и электрических параметров. При этом напряжение в сети, рабочий ток и Соз[ср] измерены лабораторными приборами. По результатам измерений произведен расчет полной мощности, мощности потребляемой установкой ЭЦН, а также мощности потребляемой насосом с учетом потерь напряжения в кабеле и КПД двигателя (принятого равным 0.8). Оказалось, что большинство установок работают при нагрузках на серийно-ком-плектуемые ПЭД, меньших номинального значения. И только на трех скважинах, оборудованных УЭЦН5-125-1300, потребляемая насосом мощность была незначительно выше номинальной.

Для интерпретации результатов исследований, кроме методики расчета параметров движения газожидкостной смеси в элементах скважины, разработана мето-12

дика пересчета водяной характеристики многоступенчатого центробежного насоса на высоковязкую продукцию на основе диаграммы П. Д. Ляпкова, а также методики расчета выделяющейся энергии и ноступен-чатого расчета характеристик каждой ступени насоса. Методики позволяют рассчитывать давление, температуру, вязкость и рабочие характеристики для отдельной ступени, распределение этих параметров по длине насоса и характеристику насоса в целом.

Расчеты параметров работы насосов ЭЦН5-80 и 130 на реальной высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи показали, что распределение температуры по длине насоса имеет нелинейный характер, а наибольший рост температуры, снижение вязкости и изменение рабочих характеристик ступеней насоса происходит на первых 50-60 ступенях насоса. Увеличение дебита при одинаковой вязкости на приеме насоса приводит к снижению степени нагрева жидкости, ее средней температуры в насосе, повышению средней вязкости, потребляемой мощности и снижению развиваемого напора. Расчетные О-Н характеристики, построенные для различных вязкостен на приеме насоса более крутые, чем при работе на воде и чем характеристики, построенные на основе диаграммы П. Д. Ляпкова без учета нагрева жидкости в насосе и располагаются значительно выше последних. Нагрев жидкости в насосе способствует улучшению ОН характеристики насоса, повышению КПД, снижению влияния вязкости на работу насоса и расширению области работоспособности ЭЦН на вязких жидкостях. Оптимальная подача насоса при вязкости на приеме 0.5-1.0 Па-с примерно в два раза ниже, чем при работе на воде, а КПД насоса>в оптимальном режиме составляет 0.090.1 для ЭЦН-80-1200 и 0.11-0.14 для ЭЦН-130-1200. Дальнейшее увеличение вязкости на приеме насоса не приводит к значительному снижению КПД в оптимальном режиме.

Расчетные характеристики, построенные для условий исследованных скважин, хорошо согласуются с результатами измерений. Таким образом, получены необходимые исходные данные и методики для проведения расчетов и оценки с большой степенью вероятности области применения УЭЦН при добыче 'высоковязких жидкостей.

Для оценки параметров работы УЭЦН5-80 и 130 в различных скважинных условиях пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и разработки рекомендаций по подбору насосов произведены расчеты влияния различных факторов на их работу. В результате было показано, что наибольшее влияние на работу УЭЦН оказывает обводненность продукции скважин. При этом расчетная зависимость производительности ЭЦН от обводненности продукции скважин хорошо согласуется с данными промысловых исследований.

Глубина спуска насоса не оказывает столь значительного влияния как обводненность, однако, при увеличении глубины спуска все характеристики насоса улучшаются. При этом, при выборе глубины спуска необходимо учитывать, что уменьшение длины подвески насоса может привести к осложнениям при запуске УЭЦН после остановок из-за высокой вязкости жидкости, находящейся в насосе.

Расчеты подтвердили приведенное выше утверждение о нецелесообразности применения высоконапорных установок, даже для низкопродуктивных скважин. Целесообразнее переходить на больший типоразмер с низким напором. Так для "средней" безводной скважины отбор 45 м^/сут может быть обеспечен УЭЦН-80-1550 при потребляемой мощности 42 кВт и КПД 9%. Такой же отбор может дать УЭЦН-130-900, потребляя 35 кВт при КПД 11%.

Кроме того, на основании результатов промысловых исследований и расчетов показано, что установки ЭЦН, производительностью меньше 80 м^/сут, неработоспособны при откачке малообводненной высоковязкой продукции из-за малых геометрических размеров проходных сечений рабочих органов. Установки, производительностью более 130м^/сут, работоспособны, однако, потребляемая ими мощность значительно превышает мощность серийно-ком-плектуемых ПЭД.

Таким образом, в результате теоретических и промысловых экспериментальных исследований процессов движения продукции в элементах скважины, параметров работы УЭЦН были обоснованы следующие положения:

- параметры движения продукции скважин в подъемных трубах в установившемся режиме работы могут быть 14

рассчитаны с использованием существующих методик расчета газожидкостного подъемника;

- при пуске после продолжительных остановок давление на выкиде насоса может превышать гидростатическое на 10-11 МПа, что приводит к осложнениям и даже отказу электропогружных установок, особенно винтовых;

- эксплуатация скважин с пластовым давлением на уровне давления насыщения нефти газом и ниже нецелесообразна, в том числе электропогружными установками;

- установки электропогружных центробежных насосов производительностью 80 м^/сут и выше работоспособны в условиях скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения;

- в условиях большинства скважин пермокарбоновой залежи (требуемый напор - 500-700 метров) установки ЭЦН-80 могут обеспечить отбор малообводненной высоковязкой нефти в пределах 35-50 м^/сут, УЭЦН-130 - 45-70 м^/сут;

- ЭЦН-80, 130 на большинстве скважин потребляют мощность меньшую, чем мощность серийно комплектуемых двигателей. УЭЦН-80-1200, 1550 в любых условиях могут эксплуатироваться с ПЭД-45. УЭЦН-130 должны комплектоваться ПЭД-63 для малообводненных скважин (до 50%) и ПЭД-45 для высокообводненных;

- применение высоконапорных ЭЦН при откачке высоковязкой продукции нецелесообразно;

- наибольшее влияние на параметры работы ЭЦН в скважинах пермокарбоновой залежи оказывает обводненность продукции;

- рекомендуемая глубина спуска У ЭЦН - 1200 м.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. По результатам теоретических и промысловых экспериментальных исследований изучены параметры движения продукции в элементах скважины, причины возникновения факторов, осложняющих работу насосного оборудования, что должно учитываться при подборе установок.

2. Исследованы параметры работы установок СШН в различных скважинных условиях и обоснована методика

15

расчета сил гидродинамического трения штанг, позволяющая оптимизировать параметры работы установок СШН.

3. Исследованы параметры работы установок ЭЦН в реальных условиях скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и обоснованы методики расчета степени нагрева высоковязкой жидкости в насосе, расчета распределения температуры по длине насоса, пересчета всех рабочих характеристик ЭЦН с воды на высоковязкую жидкость, которые позволяют существенно повысить надежность работы УЭЦН при эксплуатации скважин.

4. Показана возможность теоретической оценки работоспособности установок СШН и ЭЦН при эксплуатации скважин любых месторождений высоковязкой нефти.

5. Обоснованы области применения установок СШН и ЭЦН и рекомендации по подбору оборудования в условиях скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

В диссертации защищаются следующие положения

1. Результаты теоретических и экспериментальных промысловых исследований параметров движения продукции в подъемных трубах и параметров работы установок СШН и ЭЦН в реальных скважинных условиях.

2. Методики расчета основных характеристик работы установок СШН и ЭЦН при откачке высоковязкой нефти.

3. Области применения установок СШН и ЭЦН и рекомендации по подбору оборудования в условиях скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах

1. И. Т. Мищенко, Н. С. Пономарев, В. А. Демидов, С. М. Салахеев. Особенности добычи высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения установками скважинных штанговых насосов. М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ Нефтепромысловое дело, 1995, № 7.

2. И. Т. Мищенко, Н. С. Пономарев, В. Л. Демидов, С. М. Салахеев. К вопросу о добыче высоковязкой нефти установками электропогружных центробежных насосов на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ Нефтепромысловое дело, 1995, № 12.

Соискатель ---"ВТ А. Демидов

Формат 84x108/32. Печ. лист 1.0. Тираж 100. Заказ 1234. Набор и верстка - компьютерные. Отпечатан в муниципальном предприятии "Ухтинская типография". 169400, г. Ухта, Республика Коми, ул. Губкина, 24.