Основные сведения о винтовых насосах для добычи высоковязких нефтей. Винтовой насос добыча нефти


Основные сведения о винтовых насосах для добычи высоковязких нефтей.

Винтовые электронасосы

Погружной винтовой насос состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты, с помощью которой вал насоса через вал протектора соединяется с валом погружного электродвигателя; эксцентриковых муфт и; правых и левых обойм и с винтами и; предохранительного клапана  и трубы. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта, они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрессорные трубы.

При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. Сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной, и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами, имеющими правое и левое направления спирали винта, благодаря чему во время работы они взаимно гидравлически разгружаются, и тем самым опорный подшипник или пята предохраняются от больших осевых усилий. Один и тог же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях. Погружной винтовой электронасос, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким КПД. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти. Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа па прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий). Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки. Колонная головка должна обеспечивать: 1)надежную герметизацию межтрубного пространства; 2)надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн; -   удобный и быстрый монтаж; 3)возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве; 4)минимально возможная высота. После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру

Фонтанная арматура служит для:1)подвески насосно-компрессорных(подъёмных) труб 2)герметизации устья скважины 3)контроля за межтрубным пространством 4)направления нефти и газа в выкидную линию 5)проведение геолого-технических операций при эксплуатации скважин 6)регулирование режима работы скважин 7)проведение исследований в скважине 8)создание противодавления на забой. Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а так же для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины называются обвязкой скважины.

students-library.com

Читать курсовая по геологии: "Установки винтовых насосов для добычи нефти"

(Назад) (Cкачать работу)

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова»КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Гидромашины и компрессоры в нефтегазовой отрасли

На тему: Установки винтовых насосов для добычи нефти Денисова Анна ЮрьевнаАрхангельск 2014

ОГЛАВЛЕНИЕВВЕДЕНИЕ

ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

.1 Общие сведения о винтовых насосах

.1.1 История возникновения винтовых насосов

.1.2 Устройство и принцип действия

.1.3 Основные характеристики винтовых насосов

.1.4 Виды винтовых насосов. Используемый материал

.2 Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти

.2.1 Назначение установок

.2.2 Условное обозначение

.2.3 Показатели комплектации и технические характеристики УЭВН

.2.4 Погружные винтовые электронасосные агрегаты ЭВН

.2.5 Устройство и принцип действия винтовых насосов

.2.6 Материалы основных деталей

.2.7 Погружные электродвигатели винтовых насосов и их гидрозащита

.3 Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом

.3.1 Назначение и область применения насосов

.3.2 Основные преимущества УШВН перед другими видами насосов

.3.3 Классификация УШВН

.3.4 Привод скважинных штанговых насосных установок

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ВИНТОВОГО НАСОСА

.1 Расчет действующих сил

.2 Расчет золотника предохранительного клапана на прочность и устойчивость

МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ

.1 Монтаж установок скважинных винтовых электронасосов

.2 Техническое обслуживание установок скважинных винтовых электронасосов

.3 Подъем и демонтаж установок скважинных винтовых электронасосов

.4 Ремонт установок скважинных винтовых электронасосов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ВВЕДЕНИЕ

скважинный винтовой электронасос нефть

Мировые запасы высоковязких нефтей и природных битумов огромны и по оценкам ряда специалистов превышают запасы легких нефтей. Ведущее место по добычи высоковязких нефтей и природных битумов занимают Венесуэлла, США, Канада. Более 90% мировой добычи высоковязких нефтей и природных битумов приходится на скважинные методы, из них более 80% добываются механизированными способами на естественном режиме работы пластов, чему способствуют сравнительно высокие пластовые давления и температуры на глубине залегания основных разрабатываемых за рубежом скважинными методами месторождений.

Естественный режим работы пластов является, как правило, стадией, предшествующей разработке месторождений с применением термических методов воздействия на продуктивный пласты. Среди термических методов наибольшее распространение получило паротепловое воздействие (циклическое и площадное).

Доля высоковязких нефтей и природных битумов, добываемых с применением внутрипластового горения весьма мала. Одной из основных причин этого является недостаточное научное обеспечение метода, сложность прогнозирования и управления процессом.

Условия залегания природных битумов в нашей стране отличаются сравнительно малыми глубинами, низкими величинами пластовых давлений и температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, сравнительно малыми мощностями битумонасыщенных пластов, сильной неоднородностью битумонасыщенности по толще пласта, слабой сцементированностью песчаных коллекторов, близким расположением и сильным влиянием водоносных горизонтов, содержащих питьевые воды и т.п. В этих условиях притоки вязкого битума в скважины на естественном режиме работы пласта весьма малы и целесообразность естественного режима как самостоятельной стадии разработки сомнительна. Экономический анализ показывает, что битумная отрасль промышленности может быть рентабельной только при условии комплексной переработки и использования битумного сырья. С этой точки зрения является нежелательным применение при разработки месторождений природных битумов таких методов, как внутрипластовое горение или низкотемпературное окисление, поскольку эти методы приводят к ухудшению ценности сырья. Паротепловое воздействие на пласт не исключает необходимости отбора продукции и из скважин, временно неохваченных воздействием или охваченных им в недостаточной мере. Сказанное обуславливает необходимость изучения и создания технических средств подъема продукции битумных скважин, которые имели бы достаточно широкий диапазон применения по вязкости продукции и обеспечивали эксплуатацию скважин при применении паротеплового воздействия на пласт.

Одним из таких технических средств используемой сегодня в нефтяной промышленности являются одновинтовые насосы (ВНО), именуемые в зарубежной литературе Moineau pumps или Progressive cavity pumps (PCP). Простота конструкции и уникальные характеристики ВНО позволяют эффективно использовать их в различных технологических процессах. В настоящее время во всем мире наблюдается пик интереса к одновинтовым гидромашинам и по мнению экспертов в дальнейшем область применения ВНО и технологий с их использованием будет расширяться [1].

Поэтому в данной курсовой работе рассмотрим винтовые насосы, используемых в нефтегазовой отрасли с погружным и поверхностным электродвигателем.

1

ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 1.1 Общие сведения о винтовых насосахВинтовой насос - это устройство, в котором образование напора нагнетаемой жидкости происходит благодаря вытеснению жидкости винтовыми роторами, выполненными из металла, вращающимися вокруг статора определенной формы.

Винтовые насосы - разновидность роторно-зубчатых насосов, получаемых из шестеренных за счет уменьшения числа зубьев и увеличения их угла налона.

По принципу действия относятся к объемным роторным гидромашинам.

В настоящее время создано большое количество винтовых насосов с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа. .1.1 История возникновения винтовых насосов

Впервые винтовой насос для перекачки вязких жидкостей и различных растворов был разработан в 1920-х годах. И сразу же эти получил широкое распространение во многих отраслях промышленности (пищевая, химическая, бумажная, металлообрабатывающая, текстильная, табачная, нефтяная и т.д.).

Данный вид насоса был предложен французским инженером Муано (R. Moineau). Новый принцип гидравлической машины, названный «капсулизмом», позволил исключить клапапанные и золотниковые распределители.

В конце 70-х годов, винтовые насосы впервые были применены на нефтяных месторождениях Канады с тяжелой нефтью и большим содержанием мелкодисперсного песка.

В 1980-х гг. началось использование винтовых насосов для механизированной добычи, в результате, они постепенно внедрились в нефтяную промышленность.

К 2003 году винтовые насосы стали использовать на более чем 40000 скважин по всему миру. Добыча вязких и высоковязких нефтей стала более рентабельной для нефтяной промышленности. Винтовые насосы применяются от Аляски до Южной Америки, в горах Японии, в Африке, в России. Также такие насосы применяются для добычи угольного метана и легкой нефти в Новокузнецке, Нижневартовске [2]. .1.2 Устройство и принцип действия

Основными элементами винтового насоса для добычи нефти являются ротор (рисунок 1 а) в виде простой спирали (винта) с шагом lрот и статора (рисунок 1 б) в виде двойной спирали с шагом lст, в два раза превышающим шаг ротора.

а - ротор; б - статор; в - насос в сборе;

- корпус насоса; 2 - полость между статором и ротором

Рисунок 1 - Глубинный винтовой насос Винт имеет однозаходную плавную нарезку с весьма большим отношением длины винта к глубине (15¸30). Обойма насоса имеет внутреннюю поверхность, соответствующую двухзаходному винту, у которого шаг равен удвоенному шагу винта насоса.

Принцип действия заключается в том, что винт насоса и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые при вращении винтов передвигаются от приема насоса к его выкиду. В начальный момент, каждая полость сообщается с областью приема насоса, при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается, заполняясь перекачиваемой жидкостью, после чего становится

referat.co

ОБЛАСТЬ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Транскрипт

1 добыча К.Р. Уразаков, д.т.н., А.С. Топольников, к.ф.-м.н., ООО «РН-УфаНИПИнефть»; Э.В. Абрамова, Альметьевский государственный нефтяной институт ОБЛАСТЬ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Винтовые насосы являются одной из наиболее перспективных технологий для добычи нефти в России и за рубежом. Относительная простота конструкции, способность откачки высоковязких эмульсий и жидкостей с повышенным содержанием газа и механических примесей, широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, низкое энергопотребление, возможность использования без потери эффективности в наклонных и горизонтальных скважинах эти и другие достоинства винтовых насосов позволяют им успешно конкурировать с электроцентробежными и штанговыми насосами. По сравнению со штанговыми винтовые насосы отличаются низкой металлоемкостью (масса наземного привода винтового насоса на порядок меньше массы станка-качалки), простотой установки и обслуживания, значительно меньшими экологическими рисками (при возвратно-поступательном движении полированного штока станка-качалки происходит катастрофический износ устьевого сальника, который зачастую приводит к разливу нефти). Долгое время считалось, что область применения винтовых насосов ограничивается вязкой нефтью. Это, например, сдерживало их массовое внедрение в Западной Сибири. Однако современные установки винтовых насосов при соответствующем выборе кинематических параметров (коэффициент натяга, кинематическое соотношение и др.) позволяют успешно работать и в условиях маловязкой (нормальной) нефти [1]. В последние годы в связи с разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти роль винтовых насосов существенно возросла, поскольку во многих осложненных условиях они оказываются единственно возможной технологией для добычи нефти. В зависимости от места расположения двигателя различают установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом. В первом случае передача энергии от двигателя, расположенного на поверхности, к насосу осуществляется посредством колонны вращающихся насосных штанг [2, 3]. Во втором случае электродвигатель входит в состав погружной части насосной установки и соединен с наземной станцией управления с помощью электрического кабеля. Сравнительные преимущества и недостатки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводом во многом повторяют те, которые имеют место для штанговых и электроцентробежных насосов. В первом случае основные ограничения и риски связаны со штанговой колонной (проблемы эксплуатации в искривленных скважинах, вероятность обрывов и отворотов штанг, более жесткие по сравнению с винтовым насосом с погружным двигателем ограничения по частоте вращения ротора), во втором с электродвигателем, гидрозащитой и кабелем (перегрев двигателя и эластомера при малых скоростях движения потока, отказы по электрооборудованию и др.). Указанные особенности определяют наиболее приемлемую область для использования каждого типа винтовых насосов. Установки штанговых винтовых насосов (УШВН) находят свое применение в относительно неглубоких (до м) умеренно искривленных скважинах при дебитах жидкости в диапазоне от 3 до 150 м 3 /сут. [4]. Установки винтовых насосов с погружным электродвигателем (УЭВН) могут использоваться в более глубоких (до 3000 м) искривленных и горизонтальных скважинах, где применение УШВН ограничено из-за штанг, и обеспечивать более высокий дебит (до 500 м 3 /сут.). Курс нефтяных компаний на оптимизацию добычи нефти, в том числе на снижение издержек, связанных с неэффективным использованием насосного оборудования, заставляет по-новому взглянуть на проблему выбора оптимального способа эксплуатации. Анализ современного состояния нефтедобывающего фонда (проблемы с недостижением потенциала добычи, большой периодический фонд скважин, применение в одних и тех же условиях эксплуатации различных технологий добычи нефти) говорит о существовании возможностей улучшить ситуацию в этом вопросе. При проведении сравнительной оценки технологий необходимо учитывать множество различных факторов, среди которых превалирующими являются две группы: технологические ограничения и экономическая эффективность. Во многих случаях сравнение рабочих характеристик технологий позволяет 16 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ \\ 2 \\ февраль \ 2011

2 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ 2 \\ февраль \ 2011 сделать однозначный выбор в пользу одной из них, не прибегая к экономическим расчетам. В то же время еще чаще оказывается, что к условиям конкретной скважины возможно применение двух и более технологий добычи, и тогда приходится существенно расширять критерии для сравнения. В последние годы достаточно широкое распространение получил рейтинговый подход к выбору способа добычи нефти [5], когда на основе анализа технических характеристик насосного оборудования и промыслового опыта выставляется экспертная оценка каждой из исследуемых технологий добычи нефти по группе определяющих параметров. При всех достоинствах этого подхода (многофакторный анализ, простота автоматизации) нельзя не отметить того обстоятельства, что экспертные оценки, из которых складывается итоговый рейтинг, по сути дела являются субъективными. Например, штанговые насосы в России эксплуатируются, как правило, на небольших глубинах (до 1500 м), поэтому их рейтинговый балл для более глубоких скважин будет низким. Однако из этого не следует, что штанговые насосы не применимы в таких скважинах (естественно, при специальном исполнении погружного оборудования, стоимость которого выше по сравнению с традиционно используемым оборудованием). В настоящей статье предлагается иной подход к выбору способа эксплуатации, который использует результаты расчетов технологических параметров анализируемых способов добычи нефти, а критерием определения оптимального является максимальное значение чистого дисконтированного дохода NPV за выбранное расчетное время. Такой подход позволяет естественным образом учесть ограничения технологий добычи нефти (например, ограничение на максимальное содержание газа на приеме ЭЦН будет определять предельное давление на приеме, максимальный дебит и деградацию напора насоса) и избежать субъективных оценок. С помощью разработанной методики расчета характеристик установок электроцентробежных, штанговых и винтовых насосов для группы тестовых скважин оцениваются условия, при которых каждая из технологий является оптимальной. Методика расчета техникоэкономических параметров технологий добычи нефти Методика расчета оптимальных техникоэкономических параметров технологий добычи нефти предназначена для определения наилучшего способа эксплуатации для конкретной нефтедобывающей скважины. Основной критерий выбора способа эксплуатации его экономическая эффективность, количественным выражением которой является чистый дисконтированный доход за выбранное расчетное время. При этом технологические параметры для каждого способа эксплуатации выбираются исходя из условия достижения максимального дебита жидкости. Методика позволяет оценить возможность использования различных технологий добычи нефти с учетом ограничений, а также рассчитать максимально достижимые дебит и забойное давление, сравнить технические (КПД, напор, потребляемая мощность) и экономические (NPV, срок окупаемости) характеристики способов эксплуатации. В качестве исходных данных для проведения расчетов выступают параметры

3 добыча Таблица 1. Технологические параметры УЭЦН УСШН УШВН УЭВН Максимальное содержание газа на приеме насоса, % Максимальная частота вращения, c 1 (или число качаний, мин 1 ) КПД привода, % КПД насоса, % 50 * * Рассчитывается технологического режима нефтедобывающей скважины, а именно свойства разрабатываемого пласта (пластовые давление и температура, газовый фактор, давление насыщения, плотность и вязкость нефти, коэффициент продуктивности) и характеристики скважины (глубина до верхних дыр перфорации, диаметр обсадной колонны, среднее отклонение от вертикали, устьевое давление), а также технологические ограничения для каждого из анализируемых способов эксплуатации (максимальное содержание газа и температуры пластовой жидкости на приеме насоса, максимальная скорость вращения вала ЭЦН и винтового насоса, предельная длина хода плунжера штангового насоса и др.). Рабочие параметры погружной установки определяются с помощью метода узлового анализа из условия достижения максимального дебита при существующих ограничениях. При этом расчет многофазного потока в стволе скважины осуществляется на основе известных моделей [6 8]. Чистый дисконтированный доход, полученный в результате эксплуатации выбранной технологии добычи нефти, определяется разностью выручки от добытой нефти и затрат, связанных со стоимостью установки и обслуживанием скважины, с учетом стандартных налоговых отчислений. Следует отметить, что в отличие от специализированных коммерческих программ для подбора оборудования для добычи нефти (SubPump, RosPump, «Автотехнолог», ПТК «Насос») разработанная методика не учитывает влияние таких факторов, например, как инклинометрия скважины (рассматривается прямолинейная одноступенчатая колонна НКТ) или номенклатура насосного оборудования (используются усредненные характеристики). Вместе с тем расчеты по определению максимально возможного дебита для электроцентробежных, штанговых и винтовых насосов, выполненные с помощью вычислительного алгоритма на основе методики, показали удовлетворительное согласование с результатами расчетов в коммерческих пакетах не только по дебиту и забойному давлению, но и по энергетическим характеристикам насосов (напор, КПД, потребляемая мощность). Сравнительный анализ эффективности технологий добычи нефти Геологические условия разрабатываемых нефтяных пластов весьма многообразны, поэтому не представляется возможным провести расчеты по всему спектру изменения пластовых параметров. Руководствуясь озвученными во введении преимуществами винтовых насосов, целесообразно выделить те параметры, которые будут играть ключевую роль в выборе этой технологии по сравнению со штанговыми и электроцентробежными насосами. К таковым следует отнести вязкость пластовой нефти μ, газовый фактор µ, глубину залегания пласта H, коэффициент продуктивности K и обводненность wc. Остальные параметры выберем таким образом, чтобы они примерно соответствовали средним значениям для месторождений Западной Сибири: пластовое давление P res = 20 МПа, плотность нефти 0 = 850 кг/м 3, давление насыщения P bp = 15 МПа. Температуру пласта будем рассматривать как функцию от глубины скважины из расчета изменения температуры на 3 градуса на каждые 100 м: T res = 0,03 H. Скважину будем считать вертикальной с внутренним диаметром обсадной колонны d well = 130 мм, колонна НКТ состоит из труб внешним диаметром d tube = 73 мм, давление на устье равно P wh = 1 МПа. Общие ограничения, которые будут использоваться в расчетах технологий добычи нефти, представлены в таблице 1. Кроме того, для всех способов эксплуатации устанавливаются минимальное расстояние от насоса до верхних дыр перфорации, равное 50 м, и минимальное погружение под уровень, равное 100 м. Среди прочих ограничений необходимо выделить следующие: для УСШН (установка скважинного штангового насоса) максимальная длина хода полированного штока 3 м, потери полезной мощности в станке-качалке 20%, потери, связанные с утечками жидкости в плунжере, 4%, максимальное приведенное напряжение на штанги 100 МПа; для УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) и УЭВН потери мощности в кабеле 2,5% на каждые 1000 м; для УШВН предельная нагрузка на штанги (осевая и вращательная) 350 МПа; для УШВН и УЭВН предельный напор 2500 м. Экономические параметры для расчета включают в себя параметры технологий, стоимость дополнительного обо- Таблица 2. Экономические параметры УЭЦН УСШН УШВН УЭВН Стоимость оборудования, у.е Стоимость ремонта, у.е Средняя наработка на отказ, сут \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ \\ 2 \\ февраль \ 2011

4 Рис. 1. Зависимость дебита жидкости и NPV от глубины залегания пласта и газового фактора для различных технологий добычи нефти рудования, стоимость нефти, переменные затраты на поддержание добычи и налоговые отчисления. Параметры технологий представлены в таблице 2 и включают в себя стоимость основного оборудования, стоимость ремонта (продолжительностью 5 сут.) и среднюю наработку на отказ, в качестве дополнительного оборудования рассматриваются НКТ (40 у.е./т), насосные штанги (300 у.е./км) и электрокабель (120 у.е./км). Стоимость одной тонны нефти принята равной 5 у.е., переменные затраты на поддержание добычи: ежемесячные затраты на содержание скважины 200 у.е., стоимость электроэнергии 2 у.е./1000 квт.ч, переменные затраты на тонну нефти 0,03 у.е. и жидкости 0,03 у.е. Налоговая база состоит из налога на прибыль 20%, имущество 2,2%/год и добычу полезных ископаемых 1,6 у.е./т. Ставка дисконтирования полагается равной 1,2%, среднемесячная норма амортизации оборудования составляет 0,6%. Расчет NPV проводится на один год. Следует отметить, что числовые значения используемых в расчетах параметров, хотя и выбраны на основе промысловых данных, могут отличаться от реальных величин (в случае использования удельных единиц имеется в виду отношение величин). Как показывают исследования, при выборе оптимального способа эксплуатации определяющими параметрами являются цена на нефть, стоимость оборудования и средняя наработка на отказ (или стоимость ремонта). Поэтому для оценки их влияния будут проведены дополнительные расчеты. На рис.1 в качестве примера представлены графики зависимостей расчетных значений дебитов жидкости и величины чистого дисконтированного дохода для четырех технологий добычи нефти при варьировании двух влияющих пара- Рис. 2. Зависимость NPV от глубины залегания пласта при изменении расчетных значений наработки (а) и стоимости нефти (б) для различных технологий добычи нефти

5 добыча Рис. 3. Карта эффективного применения технологий механизированной добычи нефти в координатах «глубина залегания пласта газовый фактор» метров, а именно глубины залегания пласта (глубина спуска насоса для УСШН и УШВН при этом подбирается исходя из технологических ограничений, а для УЭЦН и УЭВН принимается равной глубине пласта за минусом 50 м отхода от интервала перфорации) и газового фактора. Остальные четыре влияющих параметра принимают фиксированные значения (глубина пласта 2500 м, газовый фактор 250 м 3 /т, обводненность 50%, коэффициент продуктивности 3 м 3 /(сут..мпа), вязкость пластовой нефти 1 Па.с. При больших глубинах залегания пласта (свыше 2200 м) и умеренном содержании газа в жидкости наиболее предпочтительно для добычи нефти использование УЭЦН, поскольку остальные технологии не достигают потенциального дебита из-за ограничений по глубине спуска (УСШН и УШВН) и напору (УЭВН). При последовательном уменьшении глубины залегания пласта дебиты штанговых и винтовых насосов приближаются к дебиту УЭЦН, значения NPV для всех четырех технологий становятся сопоставимыми. В случае варьирования газового фактора определяющим параметром становится предельное газосодержание на приеме насоса, которое у винтового насоса выше, чем у электроцентробежного и штангового. При выбранных расчетных параметрах критическое значение газового фактора находится в интервале м 3 /т, после превышения которого оптимальным становится применение УШВН и УЭВН вместо УЭЦН (для штангового винтового насоса из-за ограничения по частоте вращения вала при большом газовом факторе начинается фонтанирование через насос, а при малом газовом факторе для расчетных условий «срабатывает» ограничение по напору для винтовых насосов, которое является более строгим, чем для УЭЦН). Графики зависимостей дебита жидкости и NPV от глубины пласта и газового фактора качественно повторяют друг друга, что вполне естественно, учитывая, что доходы от продажи нефти определяют величину прибыли при расчете чистого дисконтированного дохода, а переменные затраты для всех технологий примерно одинаковы. Для иллюстрации влияния стоимости тонны нефти и наработки на отказ на рис. 2 приведены графики зависимости NPV от глубины пласта, аналогичные тому, который представлен на рис. 1. В первом случае была уменьшена стоимость тонны нефти с 5 до 3,5 у.е., во втором изменились наработки на отказ для УЭЦН с 300 до 100 суток и УСШН с 400 до 150 суток (моделирование эксплуатации скважин в условиях повышенного выноса механических примесей). Из графиков видно, что с уменьшением цены на нефть и падением наработки на отказ для УЭЦН эта технология перестает быть доминирующей, поскольку дополнительная добыча нефти по сравнению с остальными технологиями для нее компенсируется капитальными затратами и затратами на ремонты. При малых наработках на отказ, связанных с интенсивным выносом механических примесей из пласта, электроцентробежные насосы будут однозначно проигрывать другим технологиям при эксплуатации скважин на малых и средних глубинах залегания пласта. Описанная в настоящей работе методика сравнительного анализа техникоэкономической эффективности способов добычи нефти позволяет строить двумерные карты применения технологий. При построении такой карты варьируются два влияющих параметра, а остальные остаются фиксированными около своих средних значений. Выбор способа эксплуатации можно проводить как по максимальному дебиту (в этом случае оценивается только технологическая эффективность методов добычи нефти), так и по наибольшему значению NPV. На рис. 3 приведен пример построения карты применения технологий в координатах «глубина пласта газовый фактор». На карте отмечены области эффективного применения для каждой из рассматриваемых технологий добычи нефти. Критерием применения для данной технологии является значение NPV, которое должно отличаться от максимального значения среди всех технологий не более чем на 0,5 тыс. у.е. Согласно проведенным расчетам, вся область изменения влияющих параметров (1000 H 2500 м, 0 Г 400 м 3 /т) покрывается хотя бы одной из технологий. При этом характерными критериями для применения УЭЦН являются большая глубина залегания пласта и низкое газосодержание в пластовой нефти, для УСШН малая глубина залегания пласта и низкий газовый фактор, для УЭВН высокий газовый фактор при малой и средней глубине скважины. Штанговые винтовые насосы могут успешно использоваться в мало- и среднедебитных скважинах (до 60 м 3 /сут.) как в стандартных (нормальных) геолого-технических условиях, так и в осложненных с повышенным содержанием мехпримесей и газа в откачиваемой продукции. 20 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\ \\ 2 \\ февраль \ 2011

6 Заключение На основе предложенной методики оценки техникоэкономической эффективности способов эксплуатации можно сделать главный вывод о том, что винтовые насосы не являются узконаправленной технологией добычи нефти, а могут массово использоваться и успешно конкурировать с традиционными технологиями электроцентробежными и штанговыми насосами в широком диапазоне изменения параметров добычи. При этом основные достоинства винтовых насосов (работа с высоковязкими эмульсиями, большим содержанием механических примесей и свободного газа в пластовой жидкости) обеспечивают их преимущества в тех зонах, где применение УЭЦН и УСШН ограниченно или невозможно. Проведенные расчеты показывают, что при выборе оптимального способа добычи нефти большое внимание следует уделять не только технологическим преимуществам и недостаткам способов эксплуатации, но и учитывать такие параметры, как наработка на отказ, стоимость оборудования и его ремонта, ценовую и налоговую конъюнктуру. Достижение максимального дебита далеко не всегда гарантирует данной технологии преимущество над остальными, если сопутствующие издержки оказываются соизмеримы с полученной прибылью. Литература: 1. Тимашев Э.О., Ямалиев В.У., Брот А.Р., Виноградов Д.Г., Батищев О.В. Стендовые исследования работоспособности одновинтовых многозаходных насосов при низких частотах вращения винта // Нефтегазовое дело (1). С Уразаков К.Р., Валеев А.М., Абдулатипов У.М., Закиров А.Ф. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти // Нефтяное хозяйство С Брот А.Р. Установки винтовых насосов с поверхностным приводом как способ рентабельной эксплуатации малодебитного фонда добывающих скважин // Нефтесервис С Уразаков К.Р., Янтурин А.Ш., Закиров А.Ф., Валеев А.М. Расчет штанговых колонн для привода винтовых насосов в наклонно направленных скважинах // Нефтепромысловое дело С Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, с. 6. Ansari A.M., Sy!vester N,D., Shoham 0., Brill J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Wellbores // SPEPF 143, Trans., AIME (1994) Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes // JPT 607, Trans., AIME (1973) Zhang H., Wang Q., Sarica C., Brill J. A Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dynamics Part 1: Model Development, Trans., ASME 125 (2003) 266. Ключевые слова: механизированная добыча, выбор способа эксплуатации, винтовой насос.

docplayer.ru