На правах рукописи

ЛЕКОМЦЕВ Александр Викторович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ ПРИ

ОТКАЧКЕ НИЗКОПЕНИСТОЙ ГАЗИРОВАННОЙ

НЕФТИ

(на примере месторождений Верхнего Прикамья)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург – 2013

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет».

Научный руководитель – кандидат технических наук, доцент Мордвинов Виктор Антонович

Официальные оппоненты:

Дроздов Александр Николаевич доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, профессор Мардашов Дмитрий Владимирович кандидат технических наук, ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, доцент

Ведущая организация – Филиал ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Защита состоится 25 декабря 2013 г. в 14:00 ч. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, г.Санкт-Петербург. В.О., 21-я линия, д.2, ауд.1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

Автореферат разослан 22 ноября 2013 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ НИКОЛАЕВ

диссертационного совета Александр Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Более 95% нефти в России добывается из механизированных скважин, оборудованных насосными установками. Важной задачей нефтедобывающей отрасли является обеспечение работы скважинного оборудования с высокими эксплуатационными показателями. Одним из направлений решения данной задачи является повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН), которое достигается оптимальным выбором ЭЦН для скважин с обоснованием технологических и энергетических показателей их работы в заданных условиях.

В настоящее время на месторождениях Верхнего Прикамья более 90% добывающих скважин эксплуатируется с помощью ЭЦН, при этом немногим более 15% скважин оснащены скважинными глубинными приборами для измерения давления и температуры. В результате по основному фонду скважин отсутствует достоверная информация о термодинамических условиях работы насосов, которая необходима для анализа и оптимизации показателей их эксплуатации. Математическое описание процессов газожидкостного потока в системе «скважина – насос» довольно сложно и требует больших затрат времени и ресурсов.

Одним из возможных вариантов может быть создание корреляций, основанных на анализе глубинных и устьевых исследований скважин, оборудованных манометрами или системами телеметрии ниже уровня подвески ЭЦН, для оценки фактических показателей их работы. Полученные на основе анализа промысловых данных аналитические зависимости могут быть использованы при оптимизации выбора ЭЦН для скважин в заданных условиях и анализе показателей работы насосов.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин ЭЦН является наличие свободного газа в откачиваемой жидкости, влияние которого на работу насосов при низких пенообразующих свойствах нефти усиливается. Приближенно это влияние может быть учтено на основе данных, полученных при экспериментальных стендовых исследованиях отдельных ступеней или секций насосов в лабораторных условиях. При этом сложно или практически невозможно моделировать в полном объеме условия в скважине – свойства, структуру и термодинамические характеристики газожидкостного потока у приема насоса. Фактические показатели работы ЭЦН (развиваемый напор, коэффициент полезного действия) можно получить по данным измерений, выполненных в работающей скважине – с определением производительности (подачи), давлений у приема и на выкиде насоса, а также токовых измерений.

Большой вклад в развитие научных исследований и повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами внесли А.А. Богданов, О.Г. Гафуров, В.Р. Дарищев, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Г.З. Ибрагимов, В.И.

Игревский, Г.Н. Кнышенко, Р.Р. Камалов, П.Д. Ляпков, В.П.

Максимов, М.Г. Минигазимов, Ю.С. Миронов, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьев, Н.Р. Рабинович, В.А. Сахаров, К.Р. Уразаков, А.Г. Шарипов, K. Aziz, A.R. Hasan, C.S. Kabir, J.N. Mc. Coy, R.

Pessoa, A.L. Podio и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин погружными электроцентробежными насосами в условиях откачки маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Идея работы заключается в оптимизации выбора для добывающих скважин погружных электроцентробежных насосов и их режимных параметров с учетом полученных эмпирических зависимостей, позволяющих оценивать технологические и энергетические показатели работы насосов при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Задачи исследований:

1. Выполнить обзор и анализ известных способов определения технологических и энергетических показателей работы насосов при откачке газожидкостных смесей из добывающих скважин.

2. Исследовать влияние условий эксплуатации добывающих скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья на рабочие характеристики электроцентробежных насосов.

3. Исследовать пенообразующие свойства нефтей Верхнего Прикамья, влияющие на процессы в затрубном пространстве добывающих скважин и на показатели работы электроцентробежных насосов.

4. Получить зависимости для оценки давления у приема скважинных насосов, основанные на анализе показателей работы добывающих скважин с ЭЦН, откачивающих маловязкую низкопенистую газированную нефть.

5. Исследовать напорно-расходные и КПД-характеристики электроцентробежных насосов при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей по промысловым данным;

6. Оптимизировать выбор электроцентробежных насосов для скважин с учетом технологических и энергетических показателей их работы при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей, полученных на основе анализа промысловых данных.

Методика исследований включала в себя обобщение промысловых данных по эксплуатации электроцентробежных насосов в скважинах, лабораторные исследования по определению пенообразующих свойств маловязких нефтей, обработку данных промысловых исследований скважин с определением давления у приема насосов, а также статистический анализ и оценку достоверности результатов проведенных исследований.

Научная новизна работы:

1. Установлена зависимость относительной плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве добывающих скважин от глубины погружения электроцентробежных насосов под динамический уровень при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

2. Получены зависимости технологических и энергетических характеристик работы электроцентробежных насосов на маловязких низкопенистых газированных нефтях от параметров газожидкостного потока на их приеме.

Защищаемое научное положение:

Использование зависимости относительной плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от глубины погружения насосов под динамический уровень и зависимостей технологических и энергетических характеристик насосов от параметров газожидкостного потока позволяет оптимизировать выбор ЭЦН и повысить эффективность их эксплуатации в добывающих скважинах при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем теоретических и лабораторных исследований и подтверждается достаточной воспроизводимостью полученных результатов промысловых исследований, выполненных с использованием современного оборудования и компьютерных технологий.

Практическая значимость работы сформулирована следующим образом:

1. Предложена и обоснована методика определения давления у приема ЭЦН по данным промысловых исследований скважин при откачке маловязкой низкопенистой газированной нефти.

2. Полученные статистические зависимости для определения давления у приема ЭЦН повышают качество принимаемых решений при выборе насосного оборудования для скважин Верхнего Прикамья.

3. Предложена и апробирована методика определения технологических и энергетических показателей работы ЭЦН при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей с учетом изменения удельного газосодержания у приема насоса, основанный на промысловых данных и позволяющий оптимизировать выбор насосов для добывающих скважинах нефтяных месторождений Верхнего Прикамья.

4. Материалы исследований используются при чтении лекций по дисциплинам «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» в ПНИПУ.

5. Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ по Государственным контрактам № 14.740.11.0746 от 12.10.2010 г., №14.740.11.1090/705 от 24.05.2011 г. и № 14.740.11.1280 от 17.06.2011 г.

Апробация работы. Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы, выводы и рекомендации докладывались на научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2010- гг.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, в 2010-2012 г.);

Конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛИнжиниринг» (г. Москва, май 2011 г., г. Пермь, апрель 2013 г.);

IV Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2011» (г. Уфа, ноябрь 2011 г.); Международной научно-практической конференции «Современные направления теоретических и прикладных исследовании ‘2012» (г. Одесса, 20-31 марта 2012 г.); Международном форуме-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Национальный минеральносырьевой университет «Горный» в 2011-2012 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано научных работ, в том числе 9 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России.

Структура и объём диссертационной работы. Диссертационная работа изложена на 120 страницах машинописного текста, состоит из введения, четырех глав, списка литературы, включающего 98 наименований. Включает 47 рисунка и 31 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приведена геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Верхнего Прикамья, проведен анализ условий эксплуатации добывающих скважин, оборудованных ЭЦН, рассмотрены существующие методики и программные продукты при выборе установок электроцентробежных насосов для добывающих скважин.

На территории Верхнего Прикамья в промышленной эксплуатации находится 9 нефтяных месторождений: им. Архангельского, Логовское, Маговское, Озерное, Сибирское, Уньвинское, Чашкинское, Шершнёвское и Юрчукское. Объём добычи по Сибирскому, Уньвинскому и Шершневскому месторождениям в настоящее время превышает 30% всей добываемой в Пермском крае нефти. Месторождения имеют сложное геологическое строение. Промышленная нефтеносность месторождений выявлена в отложениях верхнего девона и турнея (Т-Фм), нижнего (Бб, Тл) и среднего (Бш) карбона. Добываемая нефть легкая, маловязкая, парафинистая, малосмолистая и малосернистая, имеет высокое значение газосодержания (Го) в пластовых условиях – от 60 до 180 м3/т при давлении насыщения нефти газом (Рнас), которое изменяется в пределах от 11,9 до 16,5 МПа.

Среди особенностей текущего состояния эксплуатации скважин месторождений Верхнего Прикамья необходимо отметить следующие:

• добывающие скважины эксплуатируются механизированным способом, при этом доля фонда скважин, оборудованных установками ЭЦН, составляет более 90%;

• около четверти механизированных скважин, в том числе оборудованных ЭЦН, работает в режиме периодической откачки жидкости;

• более 90% добывающих скважин, оборудованных ЭЦН, имеют забойные давления ниже давления насыщения, что создает условия для выделения свободного газа на забое скважин и у приема насосов.

Анализ условий эксплуатации ЭЦН с номинальными подачами 18, 30 и 60 м3/сути номинальным напором Нном=1700 м в скважинах месторождений Верхнего Прикамья показал, что их работа характеризуется низкими энергетическими показателями (КПД), что обусловлено относительно невысокими развиваемыми напорами, составляющими в среднем около 60% от значений по паспортным характеристикам. Высокий запас напора необходим, очевидно, для того, чтобы обеспечить работу ЭЦН с требуемой производительностью в условиях интенсивного выделения газа из нефти при низких давлениях у приемов насосов. Таким образом, при эксплуатации ЭЦН в скважинах рассматриваемых месторождений значительное негативное влияние на эффективность работы насосов оказывает выделяющийся из нефти газ, под действием которого существенно изменяются показатели работы ЭЦН по отношению к их значениям по паспортным характеристикам. В этой связи актуальна проблема определения фактических значений технологических и энергетических показателей работы насосов в скважинах, на основе которых повышается достоверность анализа их эксплуатации и может быть оптимизирован выбор ЭЦН для заданных условий эксплуатации с целью снижения энергетических затрат при добыче нефти.

Рассмотренные в работе программы для выбора ЭЦН являются упрощенными с точки зрения заложенных в них алгоритмов расчета и имеют различную для решения технологических задач точность и достоверность результатов определения показателей работы насосов. Однако сложность состоит в том, что каждый новый выбор насоса должен быть обеспечен результатами сложных комплексных исследований пласта и его призабойной зоны, зоны перфорации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюида, поэтому затраты на разработку и применение IT-продуктов для подбора скважинного оборудования становятся необоснованными. В этой связи решением проблемы может стать создание методик и алгоритмов для известных условий эксплуатации насосного оборудования на основе обобщения результатов промысловых исследований в скважинах конкретных объектов разработки.

Во второй главе приводятся лабораторные исследования физико-химических свойств нефтей месторождений Верхнего Прикамья, а также результаты промысловых исследований по определению давления у приема (Рпр) электроцентробежных насосов, откачивающих газожидкостные смеси с низкой пенистостью. Пенистостью нефти называют склонность ее к пенообразованию, которая количественно характеризуется наибольшим (критическим) диаметром проволочного кольца dкр, вынутого из исследуемой жидкости в газовую среду, на котором пленка этой жидкости может существовать не менее одной секунды. Чем больше dкр, тем выше склонность нефти к пенообразованию. Пенистость нефтей российских месторождений изменяется в широких пределах (от 5 до 100 мм).

Величина пенистости нефтей рассматриваемых месторождений измерялась с помощью прибора, состоящего из полуавтоматического привода тензиометра К11 (Швейцария) и набора колец различного диаметра. Динамическая вязкость µ определялась на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 (Германия), поверхностное натяжение – методом пластины на тензиометре К11 (таблица 1).

От устойчивости пены и ее способности к слиянию газовых пузырьков в крупные образования зависит плотность газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубном пространстве.

Таблица 1 – Физико-химические свойства нефтей Шершневское ШаргитскоГожанское По результатам известных исследований установлена связь между количеством поглощенного озона и пенообразующими свойствами нефти. С ростом содержания озона также растет вязкость нефти и снижается поверхностное натяжение, что свидетельствует об образовании высокомолекулярных соединений – асфальтено-смолистых веществ, появление которых обусловливает повышение пенообразующих свойств нефти (рисунок 1).

Рисунок 1 – Изменение пенистости, Рисунок 2 – Кинетика изменения вязкости и поверхностного натяже- столба пены уньвинской нефти до и ния уньвинской нефти с увеличени- после озонирования (5 г О3 на 1 кг В опытах устойчивость пены до и после озонирования нефти, т.е. нефти с различными пенообразующими свойствами, оценивалась по кинетике разрушения столба пены нефти Уньвинского месторождения (пласт Бб), при этом образцы нефти обрабатывали озоном (О3) в количестве до 10 г на 1 кг нефти. Столб пены создавали путем встряхивания образца нефти объемом мл в мерном цилиндре с притертой крышкой с измерением скорости изменения столба пены во времени (рисунок 2).

Нефть после действия O3 обладает повышенными пенообразующими свойствами, которые обеспечивают устойчивость пены во времени вследствие, очевидно, создания некоторого количества адсорбирующихся на поверхности пузырьков пенообразующих ПАВ, что приводит к увеличению устойчивости границы раздела «газ – жидкость».

Для исследования влияния вязкости нефти на ее пенообразующие свойства проведены лабораторные эксперименты с нефтью Озерного, Юрчукского и высоковязкой нефтью Ножовского и Шаргитско-Гожанского месторождений. Нефти месторождений, представленных в таблице 1, имеют различные пенообразующие свойства, которые могут быть обусловлены наличием различного содержания АСВ, определяющих их вязкость.

ражают основные закономерности пенообразования. Предполагая, что количество растворенного в нефти газа влияет на наилучшей сходимостью реРисунок 3 – Зависимость пенисто- зультатов и подтверждает влиясти от вязкости и газосодержания ние газосодержания пластовой пластовой нефти, содержания пенообразующих свойств, а также устойчивость пены являются важными факторами, препятствующими слиянию газовых пузырьков в крупные каверны в смеси, в частности, при снижении давления по столбу ГЖС в затрубном пространстве.

На уровне приема насоса при давлении ниже давления насыщения нефти газом ГЖС представляет собой слабо концентрированную эмульсию. На динамическом уровне, где давление значительно ниже Рнас, система, в которой большая поверхность жидкости соприкасается с газообразной фазой, находится в неустойчивом состоянии и способна образовывать сильно концентрированные эмульсии, называемые пенами. Е.К. Венстрем и П.

А. Ребиндер установили, что в низкопенистой жидкости устойчивость пузырьков равна нулю. При сближении пузырьков жидкость вытесняется из пограничных пленок и происходит коалесценция. Поэтому в затрубном пространстве скважин, добывающих нефть с низкими пенообразующими свойствами, за счет коалесценции пузырьков газа увеличивается относительная скорость их всплытия, при этом уменьшается истинное газосодержание, что приводит к увеличению плотности ГЖС в затрубном пространстве. Неучет этих особенностей может приводить к ошибкам в определении истинного газосодержания системы в затрубном пространстве и расчете давления у приема насоса.

Для исследования плотности ГЖС в затрубном пространстве скважин, добывающих низкопенистые газированные нефти, выполнен анализ промысловых данных о работе 11 скважин Шершневского, 13 – Сибирского, 11 – Маговского, 16 – Уньвинского, а также 8 скважин Ножовского месторождений. Все скважины оборудованы глубинными приборами с целью измерения давления и температуры у приема насоса. Выборка охватывает весь диапазон показателей технологических режимов работы скважин, характерных для заданных условий эксплуатации рассматриваемых месторождений. При анализе 523 режимов работы скважин использованы данные измерений давления газа на устье и динамического уровня в затрубном пространстве, а также соответствующие им по времени результаты регистрации с помощью автономных приборов СКАТ-28К и систем телеметрии давления и температуры в скважинах на уровне подвески насосов. Для каждого режима проведена оценка расходного газосодержания у приема насоса и в нижней части затрубного пространства после сепарации.

Учитывая связь между плотностью ГЖС и погружением насоса под динамический уровень жидкости в затрубном пространстве, результаты обработки данных исследований скважин сведены к виду с/нпл = f(Нп) (рисунке 4).

С увеличением погружения насоса возрастает давление на его приеме, что приводит к снижению выделения растворенного в нефти газа в свободную фазу, при этом средняя плотность ГЖС у приема насоса и в затрубном пространстве увеличивается. С другой стороны, с увеличением давления уменьшается относительная скорость газовых пузырьков и, соответственно, увеличивается истинное газосодержание, в результате уменьшается плотность ГЖС. Полученные при анализе данные показывают, что увеличение плотности смеси при увеличении давления является преобладающим. При этом истинное газосодержание ГЖС растет, а плотность снижается.

Рисунок 4 – Зависимость относительной плотности ГЖС от глубины погружения насоса под динамический уровень При анализе полученных зависимостей для маловязких низкопенистых нефтей месторождений Верхнего Прикамья с различной величиной dкр (7…14 мм) прослеживается тенденция снижения относительной плотности ГЖС в затрубном пространстве для нефти с более низким dкр, что не согласуется с изложенными выше представлениями. Это означает, что существует фактор, влияющий на плотность низкопенистой газированной нефти в большей степени, чем величина ее пенистости. При изучении свойств нефти Ножовского месторождения, характеризующейся кратно меньшей величиной газосодержания (12,3 м3/т), пенистость которой dкр= 24 мм, зависимость с/нпл = f(Нп) оказалась выше, чем для нефтей Верхнего Прикамья. Этим подтверждается, что наибольшее влияние на характер изменения плотности низкопенистой газированной нефти в затрубном пространстве оказывает ее газосодержание.

При использовании метода средних получены расчетные зависимости для оценки относительной плотности ГЖС. Согласно рисунке 4 результаты промысловых исследований с наибольшими коэффициентами детерминации (не менее 0,737) аппроксимируются функциями, приведенными в таблице 3.

Таблица 3 – Уравнения для определения плотности ГЖС в затрубном пространстве Шершневское 400…1400 0,380·ln(Нп) - 1,845 0,738 ±50 ±0, Полученные результаты количественно определяют интенсивность снижения плотности маловязкой низкопенистой газированной нефти при уменьшении погружения насосов под динамический уровень жидкости. Анализ результатов показал, что среднеквадратичные отклонения расчетных значений c и Рпр от фактических, найденных в результате анализа данных промысловых глубинных исследований, незначительны. Для решения технологических задач, связанных с эксплуатацией скважин, приведенные в таблице 3 аппроксимирующие формулы обладают простотой и удовлетворительной точностью результатов расчета давления у приема насоса. Полученные зависимости могут быть использованы для определения давления у приема насосов в скважинах без специальных глубинных измерительных приборов.

В третьей главе приводятся результаты исследования технологических и энергетических показателей работы ЭЦН, откачивающих маловязкие низкопенистые газированные нефти, в скважинах месторождений Верхнего Прикамья на основе зависимостей, полученных при анализа промысловых данных.

Известно, что техническая характеристика ЭЦН при работе в скважинных условиях существенно отличается от паспортной и так называемой стендовой характеристик. Влияние вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней свободного газа, а также конструктивных особенностей насосов на показатели работы ЭЦН может быть оценено с помощью корректировочных коэффициентов КQ, КH, К, КN:

где Qэцн, Hэцн, эцн, Nэцн – соответственно, подача, напор, КПД и потребляемая мощность при работе насоса в скважине; Qп, Hп, п и Nп – паспортные подача, напор, КПД и потребляемая мощность ЭЦН.

По результатам лабораторных исследований, проведенных в РГУ им. И.М. Губкина, известно, что эффективная вязкость ГЖС в проточной части ЭЦН примерно равна вязкости водонефтяной эмульсии. При вязкости пластовой нефти залежи Бб, не превышающей 4,5 мПа·с, обводнённости не более 40% вязкость эмульсии по результатам лабораторных испытаний с использованием вискозиметра Rheotest RN 4.1 составила менее 7 мПа·с. При вязкости жидкости до 7,1 мм2/с и удельном содержании свободного газа в откачиваемой жидкости до 0,1 корректировочный коэффициент для подачи насоса КQ=1-ср, то есть в рассматриваемых условиях вязкость ГЖС является фактором, не оказывающим существенного влияния на подачу насоса.

Анализ работы скважин Уньвинского месторождения, оборудованных насосами ЭЦН (без газовых сепараторов) с номинальной подачей 18; 30 и 60 м3/сут, выполнен за период 2007гг. Рассмотрены24 скважины (ЭЦН-18 – 8 скв., ЭЦН-30 – скв., ЭЦН-60 – 6 скв.), работающие с показателями межремонтного и межочистного (при удалении асфальтеносмолопарафиновых отложений) периодов не ниже средних значений по фонду добывающих скважин. Для каждой скважины с данным типоразмером насоса по технологическим режимам помесячно принимались в качестве исходных данных сочетания величин динамических уровней, дебитов по жидкости и по нефти, забойных, устьевых (буферных) и затрубных давлений.

Результаты стендовых испытаний ЭЦН5-80 на ГЖС, проведенные в РГУ им. И.М. Губкина, показывают, что при работе насоса на смеси, обладающей низкими пенообразующими свойствами, не происходит образования тонкодисперсной ГЖС первыми ступенями и при высоких значениях входного газосодержания большинство ступеней работают в режимах развитой или частично искусственной кавитации, поэтому целесообразно учитывать влияние газа на изменение характеристик насоса по среднему удельному газосодержанию в насосе ср, которое для рассматриваемых скважин не превышало 0,1.

Из результатов выполненных расчётов, основанных на анализе промысловых данных, видно, что влияние газа на работу ЭЦН проявляется в большей степени для насосов с низкой номинальной подачей, что согласуется с экспериментальными данными. В результате обработки промысловых данных получены номограммы для определения корректировочных коэффициентов Kн, K и KN в зависимости от ср (рисунке 5). На примере добывающих скважин Сибирского, Уньвинского и Шершневского месторождений, эксплуатируемых с применением ЭЦН, выполнена оценка влияния свободного газа на КПД насосных установок. Коэффициент полезного действия насоса (эцн) определялся по формуле где Nпотрэцн – мощность, подводимая к насосу при его работе;

Рэцн – развиваемое ЭЦН давление, Qэцн – подача насоса.

Потребляемая насосом мощность рассчитывалась с учетом мощности, затрачиваемой при работе установки ЭЦН, а также потерь мощности в станции управления, погружном кабеле и в погружном электродвигателе. Затраченная мощность установки определялась по данным измерений электрических параметров на контроллере станции управления.

Коэффициент КН, д.ед Расчеты показывают, что рост входного газосодержания приводит к существенному снижению эффективности работы насоса, снижая его КПД. Как показывают промысловые исследования, характеристики ЭЦН при работе на ГЖС зависят от ряда факторов, основными из которых являются давление у приема насоса (то есть газосодержание) и пенообразующие свойства нефти. С увеличением давления Рпр снижается интенсивность выделения газа из нефти – КПД насосов увеличиваются. Величина пенообразующих свойств нефтей определяет способность к слиянию газовых пузырьков в крупные каверны при течении в каналах ступеней ЭЦН, причем с увеличением пенистости нефти при равном вх улучшаются условия работы насоса на ГЖС и относительные КПД таких ЭЦН несколько увеличиваются. При работе насосов в компоновке с частотными преобразователями на низкопенистых жидкостях наблюдается снижение КПД при больших частотах электросети. Согласно проведенным промысловым исследованиям с увеличением доли свободного газа в насосе снижаются его Н-Q и КПД-Q характеристики, а с увеличением частоты тока питающей электросети это влияние существенно увеличивается.

Полученные уравнения и номограммы могут быть использованы при выборе насосов ЭЦН и оценке их работы в скважинах, откачивающих маловязкие низкопенистые газированные нефти, с целью повышения энергоэффективности эксплуатации насосов в добывающих скважинах.

В четвертой главе приводятся результаты использования полученных зависимостей и номограмм при анализе эксплуатации ЭЦН и выборе их для добывающих скважин в условиях нефтяных месторождений Верхнего Прикамья.

По данным на 01.01.2013 г. на Сибирском, Уньвинском и Шершневском месторождениях выявлено10 скважин, оборудованных ЭЦН, с наиболее низкими КПД насосов (менее 50% по отношению к значениям по паспортным характеристикам). Анализ работы насосных установок выполнен для скв. 114, 224 Уньвинского и скв. 203 Шершневского месторождений, не оборудованных глубинными приборами.

С учетом данных технологических режимов работы скважин с помощью расчетных уравнений (таблица 3) определены давления у приема и на выкиде (Рвык) насосов, развиваемые напоры (Нфакт), удельные газосодержания вх и ср. Установлено, что значения Нфакт не превышают 47% от номинальных при ср в пределах 7,4…8,1 %. Значительная величина неиспользованного напора при незначительном газосодержании свидетельствует о неэффективности работы насосов применяемых типоразмеров в заданных условиях.

При использовании номограмм (рисунок 5) определены корректировочные коэффициенты, с учетом которых проведен пересчет фактических характеристик насосов на паспортные.

Выбраны насосные установки, рабочие характеристики которых лежат в непосредственной близости от расчетных (паспортных) величин подачи и напора (таблица 4).

Выбор ЭЦН осуществлен с учетом обеспечения запуска насоса после освоения скважины и вывода ее на установившийся режим работы путем регулирования частоты электросети.

Таблица 4 – Результаты выбора насосов для скважин Показатели енты, д.ед.

В результате выбора насосов для скв. 114, 203, 224, увеличение коэффициентов полезного действия соответственно составит 1,23; 1,4; и 2,55 раза.

Основные выводы и рекомендации:

1. По результатам лабораторных исследований нефти месторождений Верхнего Прикамья установлены пенообразующие свойства и выполнена оценка влияния озонирования нефти Уньвинского месторождения на изменение ее пенистости, вязкости и поверхностного натяжения.

2. При эксплуатации добывающих скважин на месторождениях Верхнего Прикамья с забойными давлениями ниже давления насыщения из-за выделяющегося из нефти газа существенно снижаются технологические и энергетические показатели работы установок ЭЦН.

3. На основе промысловых исследований скважин, оборудованных глубинными приборами, получены зависимости для определения давлений у приема ЭЦН, откачивающих маловязкие низкопенистые газированные нефти.

4. На основе обработки промысловых данных, характеризующих работу скважин, получены зависимости для количественной оценки изменения характеристик ЭЦН (напор, КПД, мощность) от среднего газосодержания жидкости в насосах.

Установлено, что при работе ЭЦН в условиях откачки маловязких низкопенистых газированных нефтей при среднем расходном газосодержании до 10% работа электроцентробежных насосов характеризуется снижением напора до 40% и КПД до 42%.

5. Отмечено, что при увеличении расхода откачиваемой ГЖС, особенно за пределами рабочей зоны характеристики ЭЦН, наблюдается снижение негативного влияния свободного газа на развиваемый напор, что можно объяснить более высокой дисперсностью ГЖС при увеличении расхода жидкости.

6. Разработана методика определения технологических и энергетических показателей работы ЭЦН, откачивающих маловязкие низкопенистые газированные нефти, позволяющие оптимизировать выбор насосов для скважин и оценивать эффективность их эксплуатации.

Наиболее значимые печатные работы по теме диссертации:

1. Лекомцев А.В. Оценка давления на приеме электроцентробежного насоса по данным устьевых исследований скважин // Геология, география и глобальная энергия. – 2012. – № 4. – С. 65Лекомцев А.В. Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, И.Н. Пономарева, В.В. Поплыгин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – №10. – С. 132Лекомцев А.В. К определению давлений у приема электроцентробежных насосов в скважинах Ножовского месторождения / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, Г.Ю. Коробов, Ю.С.

Черкасова // Нефть, газ и бизнес. – 2012. – №9. – С.68-71.

4. Лекомцев А.В. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков // Нефтяное хозяйство.

2011. – №4. – С. 114-116.

5. Лекомцев А.В. Эксплуатация добывающих скважин электроцентробежными насосами на нефтяных месторождениях Верхнего Прикамья / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. 2010. – №10. – С. 144-145.

6. Лекомцев А.В. Характеристики погружных электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. – 2010. – №8. – С. 124-126.