Оценка работы электроцентробежных установок

 

На Приобском месторождении внутренние диаметры эксплуатационных колонн нефтяных скважин равны 146 мм , а глубины скважин колеблются от 2000 до 2800м, в всязи с этим применяются отечественные электоцентробежные насосы типоразмера УЭЦН-5 с подачей 10 , 20 и 50 м^3/сут и напорами 1300 , 1550 , 1750 , 2000 м . Из зарубежных установок применяются , как уже было сказано ранее, установки фирмы REDA типоразмера DN-440 .

 

Для оценки фонда ЭЦН воспользуемся технологической схемой работы скважин , которая ежемесячно составляется геолого-технологической службой нефтепромысла “Приобский”. Технологическая схема содержит информацию о режимах работы скважин , их дебитах , спущенном в них оборудовании и технологических показателях работы подъемника и пласта . Для проведения анализа фонда скважин оборудованных электроцентробежными установками выберем из технологической схемы скважины оборудованные ЭЦН , выведенные на режим и находящиеся в данный момент в работе . По данным из выбранного блока скважин построим гистограммы распределения фонда в зависимости от фактического дебита , обводненности продукции , коэффициентов продуктивности, динамических уровней и глубин спуска электроцентробежных насосов .

 

Рассмотрим гистограмму распределения фонда ЭЦН от дебита скважин (гистограмма 4.1.1) . По гистограмме видно , что основное количество скважин оборудованных ЭЦН работают в диапазонах дебитов от 14 до 21 м³/сут и от 28 до 42 м³/сут , а общая их доля в фонде ЭЦН составляет 60% . Такая ситуация вполне закономерна , так как низкие значения коэффициентов продуктивности пластов допускают оптимальную эксплуатацию ЭЦН именно в таких диапазонах дебитов. В интервалах дебитов от 0 до 7 м³/сут , от 7 до 14 м³/сут и от 21 до 28 м³/сут применяемые типы электроцентробежных насосов на оптимальных режимах не работают , ЭЦН в диапазонах таких дебитов работают только в режиме АПВ .

Режим АПВ , режим периодической работы ЭЦН , применяется в случае если приток из пласта не может обеспечить непрерывную работу ЭЦН . Режим состоит из двух стадий – накопления и откачки . В стадии накопления ЭЦН не работает и происходит накопление продукции в стволе скважины . В стадии откачки ЭЦН автоматически по сигналу со станции управления включается и производит откачку накопившейся продукции из ствола скважины , а затем снова отключается и наступает стадия накопления . Продолжительность стадий накопления и откачки зависят от интенсивности притока из пласта и от подачи электроцентробежного насоса , но стадия накопления по времени всегда больше чем стадия откачки .

Распределение УЭЦН по режимам представлено на диаграммах 4.1.1 и 4.1.2.

 

Режим АПВ неблагоприятно влияет на ЭЦН из за большой величины пускового тока при запуске. Отечественные установки электроцентобежных насосов рассчитаны на непрерывную эксплуатацию и выдерживают только 60-80 запусков . По этой причине режим АПВ применяют только в крайних случаях и соответственно число скважин работающих на таком режиме будет небольшим , что и прослеживается по гистограмме.

На гистограмме 9 общее количество скважин работающих в интервале дебитов от 42 до 77 м³/сут составляет от общего фонда скважин оборудованных ЭЦН 22% . Такое количество ЭЦН работающих с дебитами свыше 42 м³/сут вполне закономерно и зависит от числа скважин дающих такие дебиты . На Приобском месторождении дебиты свыше 35 м³/сут можно получить только из скважин эксплуатирующих несколько пластов , или из скважин на которых были проведены методы интенсификации притока (на Приобском месторождении из этих методов применяется только гидроразрыв пласта) , а количество таких свкажин от общего фонда скважин составляет 25 - 30% .

 

 

Рассмотрим Гистограмму 14 распределения коэффициентов продуктивности скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов. По гистограмме видно , что 48% скважин эксплуатируемых УЭЦН , эксплуатируются в интервалах коэффициентов продуктивностей от 0 до 0,12 и от 0,12 до 0,24 (м³/сут)/атм . Такая ситуация объясняется тем , что в этих интервалах содержатся в основном скважины с “пластовыми” коэффициентами продуктивности , т.е. с коэффициентами продуктивности не увеличенными искусственно за счет применения методов интенсификации притока и, как правило, эти скважины вскрывают только один пласт.

 

В интервалах коэффициентов продуктивности 0.24–0.36, 0.36–0.48, 0.48–0.6, 0.6–072, 0.72–0.84, 0.84–0.98 (м^3/сут)/атм на гистограмме наблюдается , примерно равное распределение скважин . В этих интервалах находятся скважины на которых были проведены методы интенсификации притока , либо скважины с суммарными коэффициентами продуктивности по нескольким пластам . Общая доля этих скважин составляет 64% от всего фонда скважин эксплуатируемых установками электроцентробежных насосов. А в интервале 0.84–0.98 (м^3/сут)/атм находится 18% скважин. Это связано с тем, что в 1999году начали осваивать правый берег месторождения, где скважины, как правило, вскрывают несколько пластов и на 20% скважин уже был проведен ГРП.

 

 

Разработка Приобского месторождения ведется с 1988 года , а система ППД была сформирована только в 1994 году . Фонд скважин за время работы еще обводнен слабо и большое количество скважин с нулевой обводненностью , эта ситуация прослеживается и по гистограмме 4.1.3. Доля скважин оборудованных ЭЦН с нулевой обводненностью по данным гистограммы 4.1.2 составляет 38% от общего числа скважин оборудованных ЭЦН. Доля скважин с обводненностю от 2 до 6 % составляет 12% от общего числа скважин ЭЦН , а доля скважин с обводненностью от 6 до 12 % составляет 6% от общего числа скважин. Но в интервале 18-24% обводненности находится 28% скважин. На гистограмме так же имеется небольшое число скважин с обводненностью 12-18 , 30-60 % , это связано с тем ,что эти скважины находятся вблизи активно действующих нагнетательных скважин .

Рассмотрим гистограммы 4.1.4 и 4.1.5 распределения глубин спусков насосов и динамических уровней в скважинах оборудованных УЭЦН. На гистограмме динамических уровней основное количество скважин распределяется в диапазонах уровней 1130 – 1230 , 1230 – 1330 , 1330 – 1430 , 1430 -1530 м . В

 

остальных диапазонах количество скважин небольшое и распределение их не равномерно.

На гистограмме распределения глубин спуска насосов основное количество скважин распределено в диапазонах глубин спука от 1660 до 1745, от 1830 до 1915, от 1915 до 2000 м . В диапазонах глубин спуска менее 1660 м и более 2000 м число скважин небольшое и распределение их , так же как и на гистограмме динамических уровней , не равномерно .

В оценке работы электроцентробежных насосов важное значение имеет величина межремонтного периода скважин (МРП). Среднее годовое значение МРП для скважин оборудованных отечественными ЭЦН составляет 300 суток , но для скважин оборудованных электроцентробежными насосами фирмы “REDA” межремонтный период составляет от 310 до 620 суток .

 

График 4.4.1