Аннотация:

В работе представлен анализ температурного режима добывающих скважин, оснащенных электроцентробежными насосами. Установлено, что 29% добывающего фонда (по которому проводился расчет) имеют тенденцию к проявлению осложнений, вызванных солеотложениями или оплавлением кабельной линии вследствие недостаточного охлаждения скважинных насосов и перегрева

Ключевые слова: добывающая скважина, температурный режим, добыча нефти, пакер, насос

 

Abstract:

The paper presents an analysis of the temperature regime of production wells equipped with electric centrifugal pumps. It was found that 29% of oil wells (for which the calculation was carried out) have a tendency to manifestation of complications caused by scale deposits or flashing of the cable line due to insufficient cooling of borehole pumps and overheating.

Key words: production well, temperature regime, oil production, packer, pump

 

В России более 70% механизированного фонда добывающих скважин оборудованы установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) при помощи которых отбирается свыше 80% нефти. В АО «Самаранефтегаз» основная доля добывающих скважин механизированного фонда на февраль 2021 г. эксплуатируется УЭЦН Их эксплуатация сопряжена с осложнениями, ведущими к отказу установок, при этом наиболее частой причиной, приводящей к этому, является перегрев и отложения неорганических солей, возникающих вследствие интенсивного тепловыделения, величина которого превышает теплоотвод скважинной продукцией. В состоянии работы при повышенных температурах резко сокращается наработка на отказ и увеличивается вероятность отложения неорганических солей на подвижных элементах ЭЦН, приводящих к выходу из строя насосной установки, а в ряде случаев повышенные температуры ведут к оплавлению кабельной линии. Нарушение температурного режима работы наиболее выражено в скважинах с большим газовым фактором и невысоким дебитом или в скважинах с забойным давлением значительно ниже давления насыщения, что является характерным для многих месторождений АО «Самаранефтегаз».

Знание температурного режима работы как функции многих переменных позволило бы предпринять превентивные (предупредительные) мероприятия по оптимизации работы таких скважин, увеличить среднюю наработку на отказ и повысить технико-экономические показатели работы скважин, снизив операционные и эксплуатационные затраты. В данной статье рассматривается методика, позволяющая по данным технологического режима работы добывающих скважин рассчитать температуру на приеме насоса и демонстрируется ее применение на примере добывающего фонда скважин АО «Самаранефтегаз».

Для оценки теплового состояния потока жидкости необходимо рассчитать температуру в насосе с учетом содержания свободного газа в потоке. Температуру в насосе рассчитывали по формуле [1]:

(1)

где T_w – температура в корпусе насоса; T_f – температура газожидкостной смеси на приеме насоса; ΔT_w – повышение температуры в области от приема до области полного растворения газа внутри насоса; P_н – давление насыщения нефти газом, ат; C₁ –коэффициент, учитывающий изменение давления насыщения от температуры, ат/К; θ – градиент температуры в скважине, К/м; Δx–расстояние от верхних дыр перфорации до насоса, м; C₂ –постоянная величина, введенная для упрощения расчетов, ат/К.

При выборе скважин для расчета накладывались следующие ограничения:

1. Скважина должна эксплуатироваться УЭЦН;

2. Скважина работает в постоянном режиме;

3. Скважина эксплуатирует один пласт;

4. В скважину спущен УЭЦН Российского производства (для определения напорных характеристик насоса);

5. В скважину спущен один УЭЦН;

6. В скважине отсутствует пакер.

Для анализа было выделено 5 диапазонов. Все скважины, которые имеют температуру менее 90°С, это скважины, не подверженные интенсивному солеотложению и проблем с перегревом и оплавлением кабельной линии напротив насоса не наблюдается. Свыше 90°С растворимость неорганических солей таких, как кальцит, барит, ангидрит и гипс, снижается, и, таким образом, уже будут возникать признаки солеотложений в скважине и насосе, кроме того при температурах близких к 120°С будут наблюдаться следы перегрева кабельной линии (при условии, что удлинитель имеет предельную температуру работы 120°С). Свыше 120°С и до 160°С также будет наблюдаться солеотложения в скважине и существует возможность как перегрева кабельной линии (если предельная температура удлинителя 160°С) или оплавления кабельной линии (если предельная температура удлинителя 120°С). Свыше 160°С основной проблемой при эксплуатации будет является оплавление удлинителя кабеля (снижение изоляции кабельной линии до 0) при условии, что не используется термостойкий удлинитель, рассчитанный на работу при температурах до 230°С. Результаты расчета по фонду скважин (558 ед.) АО «Самаранефтегаз» по данному распределению по температуре кабельной линии напротив насоса представлены на рисунке 2.

Рисунок 2. Распределение рассчитанного фонда скважин по температуре кабельной линии напротив насоса

Как видно из рисунка 2, подавляюще большинство скважин (71%) работают с температурой напротив насоса менее 90°С. Скважин, которые подвержены только риску солеотложений, 53 ед. Риск оплавления кабельной линии напротив насоса (не считая солеотложение) имеют 108 скважин.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что 29% добывающего фонда (по которому проводился расчет) имеют тенденцию к проявлению осложнений, вызванных солеотложениями или оплавлением кабельной линии вследствие недостаточного охлаждения скважинных насосов и перегрева. Раннее выявление скважин с насосными установками, работающими в неоптимальной температурной области, позволит принять предупреждающие (превентивные) меры по ликвидации потенциальных аварий и улучшить технико-экономические показатели работы фонда. Разработанная программа, работающая с техническим режимом добывающих скважин АО «Самарнефтегаз» и способная быть интегрированной в него, позволит проводить проверки на предмет обнаружения скважин, работающих в неоптимальном температурном режиме.

Список литературы

1. Гареев А.А. О температурном режиме электроцентробежного насоса// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. — 2010. — №6. — С. 35-41.

2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учеб. пособие. М.: МАКС Пресс, 2008. – 312 с.

3. Дроздов А.Н. УЭЦН с газосепаратором и без: рациональность//Нефтегазовая Вертикаль. – 2011 — №13-14. С. 128-129.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. – 448 с.

5. Каталог «Кабели для УЭЦН» ООО НПК «Энергия».

6. Каталог оборудования «Борец», 2012 г

7. Каталог оборудования ГК «Новомет-Пермь», 2009 г

8. КАТАЛОГ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН TPS-LINE » Schlumberger», 2015г.