Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Современные технологии для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН в условиях высокого газосодержания

Наличие свободного газа может привести к значительному снижению напора и КПД УЭЦН, риску возникновения срыва подачи и внутрисменных простоев, перегреву оборудования из-за недостаточного охлаждения, затруднить правильную настройку защит СЧП (в частности ЗСП), обусловить риск работы оборудования без подачи и, как следствие, привести к преждевременным отказам. Наличие большого количества свободного газа на приеме приводит также к деградации характеристики нижних ступеней насоса. При увеличении количества свободного газа увеличивается число необходимых ступеней, и напорная характеристика ступеней значительно снижается. Это приводит к уменьшению депрессии на пласт и, как следствие, к снижению дебита скважины.

Зачастую отдельно взятая технология не позволяет решить данную проблему. Поэтому для ее решения и обеспечения возможности эксплуатации УЭЦН в условиях высокого газосодержания важно применение комплексного подхода, основанного на использовании ряда технических решений.

20.04.2016 Инженерная практика №04/2016
Лавриненко Андрей Начальник технического отдела Департамента механизированной добычи Baker Hughes

Рис. 1. Барьерный приемный модуль газосепаратора
Рис. 1. Барьерный приемный модуль газосепаратора

Для максимально точного прогнозирования работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания важно учитывать различия в структурах потока газожидкостной смеси в вертикальных и горизонтальных трубах. Особенно актуальным данный вопрос становится в связи с тенденцией к увеличению числа горизонтальных скважин. Если в вертикальных трубах газ распределен равномерно по сечению трубы, то в горизонтальных из-за более низкой плотности он скапливается в верхней части трубы. Эта особенность горизонтальных скважин дает возможность переместить приемные отверстия входного модуля в нижнюю часть сечения ЭК, тем самым снизив количество поступающего на прием насоса свободного газа.

Рис. 2. Гравитационная манжета газосепаратора
Рис. 2. Гравитационная манжета газосепаратора

В горизонтальных скважинах зачастую требуется обеспечение стабильной эксплуатации УЭЦН с расположением приемного модуля максимально близко к зоне перфорации, где угол отклонения от вертикали в зоне подвески достигает 90°. В этих условиях целесообразно применение видоизмененных входных модулей, позволяющих блокировать верхние входные отверстия. Для этого был разработан барьерный приемный модуль газосепаратора (рис. 1, 2).

Принцип работы газосепаратора с барьерным приемным модулем следующий: при спуске оборудования в горизонтальный участок скважины происходит смещение гравитационных манжет и блокирование верхних входных отверстий, тогда как нижние отверстия остаются открытыми. Данная конструкция обеспечивает стабильность работы УЭЦН в наклонных скважинах за счет увеличения коэффициента сепарации га-за, снижает вероятность возникновения газовых пробок, уменьшает деградацию напорной и расходной характеристик насоса и обеспечивает эффективную работу в зонах подвески с углом до 90° (рис. 3).

Рис. 3. Работа газосепаратора в зонах подвески до 90°
Рис. 3. Работа газосепаратора в зонах подвески до 90°
Рис. 4. Действующий фонд барьерных приемных модулей газосепараторов
Рис. 4. Действующий фонд барьерных приемных модулей газосепараторов

Действующий фонд барьерных приемных модулей газосепараторов представлен в основном моделями для высокодебитных УЭЦН 400 и 500-й серий, рассчитанными на дебиты от 250 до 1000 м3/сут и выше (рис. 4).

Рис. 5. Работа УЭЦН до внедрения барьерного приемного модуля
Рис. 5. Работа УЭЦН до внедрения барьерного приемного модуля

Приведем пример внедрения барьерных приемных модулей газосепараторов в Российской Федерации. Как показано на рис. 4, до внедрения в скважинах наблюдался нестабильный режим работы УЭЦН, несмотря на использование методов стабилизации, таких как изменение режимов регулирования частоты вращения УЭЦН по току СЧП. Давление на приеме ЭЦН составляло порядка 100 атм (рис. 5), дебит – в среднем 500 м3/сутки.

Рис. 6. Стабилизация работы УЭЦН после внедрения барьерного приемного модуля
Рис. 6. Стабилизация работы УЭЦН после внедрения барьерного приемного модуля

После внедрения наблюдается более стабильный режим работы: амплитуда колебаний тока уменьшились с 23 до 11%, давление на приеме удалось снизить до 89 атм. (рис. 6), а дебит увеличить до 750 м3/сутки. Таким образом, замена оборудования дала существенный положительный эффект, включая стабилизацию режима, обеспечение возможности дальнейшего снижения давления на приеме, значительный рост дебита и увеличение средней наработки на отказ.

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАБОТЫ ГС И МФН

Рассмотрим варианты усовершенствования работы газосепараторов (ГС) и мультифазных насосов (МФН). В последнее время наблюдается тенденция к существенному снижению стоимости суперкомпьютеров, значительному увеличению вычислительных мощностей, используемых в прикладных целях, и к их массовому использованию при создании новых видов оборудования.

Преимущества современных вычислительных решений дают возможность рассчитать и оценить, что происходит в конкретной точке оборудования при различных режимах течения жидкости и газожидкостной смеси, а также в какой точке находится свободный газ.

Рис. 7. Оптимизация конструкции элементов газосепараторов и мультифазных насосов
Рис. 7. Оптимизация конструкции элементов газосепараторов и мультифазных насосов

Сравнение результатов физических экспериментов и численного моделирования показывает высокую эффективность данного подхода. Выполнение значительного числа итераций позволяет оптимизировать количество физических экспериментов и конструкцию элементов ГС и МФН (рис. 7).

Рис. 8. Оптимизация конструкции элементов газосепараторов и мультифазных насосов
Рис. 8. Оптимизация конструкции элементов газосепараторов и мультифазных насосов

Так, например, после внедрения дополнительной секции МФН в одной из российских скважин удалось значительно стабилизировать работу УЭЦН, снизить давление на приеме со 124 (рис. 8) до 98 атм (рис. 9) и увеличить дебит от 470 до 620 м3/сутки.

Рис. 9. Стабилизация работы УЭЦН после внедрения мультифазного насоса
Рис. 9. Стабилизация работы УЭЦН после внедрения мультифазного насоса

ИНКАПСУЛИРОВАННАЯ УЭЦН С СИСТЕМОЙ РЕЦИРКУЛЯЦИИ

Для работы скважинах, осложненных наличием большого количества свободного газа, все более широкое применение находит инкапсулированная УЭЦН с системой рециркуляции (рис. 10). Как и предполагает название, конструкционно компоновка представляет собой установку ЭЦН, спущенную в специальной капсуле. Внешний диаметр капсулы может составлять 5,5 или 4,5 дюйма (139,7 и 114,3 мм) для применения в обсадных колоннах диаметром 7 и 5,5 дюймов.

Рис. 10. Инкапсулированная УЭЦН с системой рециркуляции
Рис. 10. Инкапсулированная УЭЦН с системой рециркуляции

Данная система использует преимущества увеличенной естественной сепарации свободного газа и принудительного охлаждения двигателя. Возможен спуск инкапсулированной компоновки ниже интервала перфорации в условиях экстремального содержания свободного газа, когда прочие системы не находят применения. Данное техническое решение также позволяет получить положительные результаты. При этом достигается максимизация добычи путем значительного снижения забойного давления, улучшается охлаждение двигателя, внутренние части системы (в том числе удлинитель) защищаются от механических повреждений при спуске УЭЦН, предотвращаются остановки по срывам подачи. Более 300 инкапсулированных систем успешно внедрены и показывают положительные результаты при эксплуатации.

КОНТРОЛЬ РАБОТЫ УЭЦН В ДВУХЦИКЛОВОМ РЕЖИМЕ

Современное программное обеспечение для борьбы с негативным влиянием свободного газа позволяет стабилизировать работу УЭЦН в скважинах, эксплуатация которых прежде считалась возможной только с постоянными срывами подачи, без перспектив решения проблемы без смены установленного оборудования.

При этом важен контроль не только по единственному регулируемому параметру, но и по нескольким остальным. В частности, по двум параметрам, когда в системе есть главный и второстепенный циклы. Первый цикл контролирует загрузку и ток, то есть момент на валу (основной цикл), а второй – контролирует давление на приеме и оптимизирует первый цикл. Особенно эффективно данное решение для горизонтальных скважин (рис. 11).

Рис. 11. Контроль работы УЭЦН в двухцикловом режиме
Рис. 11. Контроль работы УЭЦН в двухцикловом режиме

ПРИМЕНЕНИЕ ЭЦН С ШИРОКИМ РАБОЧИМ ДИАПАЗОНОМ

В условиях высокого газосодержания величина дебита на приеме ЭЦН значительно отличается от замеренного на поверхности (рис. 12), что очень важно учитывать на этапах подбора и эксплуатации оборудования.

Рис. 12. Сравнение дебита на приеме ЭЦН и на поверхности
Рис. 12. Сравнение дебита на приеме ЭЦН и на поверхности

В таких случаях важно наличие технической возможности использования ЭЦН с широким рабочим диапазоном. Так, например, рабочий диапазон от 7 до 370 м3/сут и частота 50 Гц позволяют эксплуатировать оборудование в постоянно изменяющихся скважинных условиях (рис. 13).

Рис. 13. Применение ЭЦН с широким рабочим диапазоном
Рис. 13. Применение ЭЦН с широким рабочим диапазоном

В настоящее время во многих нефтедобывающих компаниях особое внимание уделяется программам интенсификации добычи нефти. Рассматриваются возможности массового внедрения многостадийного ГРП, после которого дебит может значительно изменяться. При этом высокое газосодержание требует применения ЭЦН с еще более широким диапазоном производительности. Широкий рабочий диапазон насоса в этом случае позволяет снизить затраты на ремонт скважины и оборудования и т.д.

Рис. 14. Снижение осевой нагрузки
Рис. 14. Снижение осевой нагрузки

Данное оборудование приспособлено для работы в условиях высокого газосодержания. Гидравлический дизайн минимизирует осевую нагрузку в широких пределах рабочего диапазона, при этом осевая нагрузка стремится к нулю в отличие от классических дизайнов ЭЦН (рис. 14).

УЭЦН ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ННС

Для увеличения давления на приеме и снижения содержания свободного газа важна техническая возможность спуска УЭЦН максимально близко к интервалу перфорации. Это может быть обеспечено за счет использования специальной системы УЭЦН, способной на набор кривизны до 25° на 30 м включительно (рис. 15), в то время как стандартная система УЭЦН – максимум до 5° на 30 метров.

Рис. 15. Система УЭЦН с возможностью прохождения участков кривизны до 25° на 30 м включительно
Рис. 15. Система УЭЦН с возможностью прохождения
участков кривизны до 25° на 30 м включительно

В четыре раза более высокий предел прочности системы относительно стандартной обеспечивает ее надежность при эксплуатации в скважинах со сложным профилем и позволяет устанавливать УЭЦН максимально близко к интервалу перфорации для создания эффективной депрессии и увеличения добычи.

Благодаря отсутствию необходимости проходить зоны с повышенной кривизной так медленно, как было необходимо раньше, время спуска оборудования в скважину сокращается.

СИСТЕМА УДАЛЕННОГО МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ

Система удаленного мониторинга и управления (рис. 16) повышает эффективность эксплуатации оборудования в условиях высокого газосодержания, позволяет снижать риски отказа и оптимизировать добычу нефти в режиме реального времени.

Рис. 16. Система удаленного мониторинга и управления
Рис. 16. Система удаленного мониторинга и управления

Важной составляющей данной системы служит блок косвенного замера дебита в режиме реального времени NeuraFlow, который играет ключевую роль в определении параметров эксплуатации и предотвращении критических режимов работы и отказа.

Система работает на основе нейронной сети и позволяет с высокой точностью виртуально определять дебит системы (газ, нефть, вода) в режиме реального времени (рис. 17): отклонение от промышленных замеров составляет не более 8%.

 Рис. 17. Определение дебита системы (газ, нефть, вода) в режиме реального времени
Рис. 17. Определение дебита системы (газ, нефть, вода) в режиме реального времени
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
ОПИ компоновки для ОРЭ с двусторонним двигателем и электроуправляемым клапаном
Оборудование и технологии НПФ «ПАКЕР» для эксплуатации осложненного фонда скважин
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.