Исследование и разработка технических и технологических решений повышения производительности работы нефтяных скважин

Актуальность проблемы.

В настоящее время показатели объемов добычи нефти в Российской Федерации и странах мира характеризуются постепенным снижением добычи. Данная тенденция появилась в конце 80-х годов. Так, в Российской Федерации в 1992 году было добыто 383 миллионов тонн нефти. К настоящему времени тенденция к снижению сохраняется.

Падение годовой добычи нефти по различным причинам является характерным для 12 из 16 стран, входивших в течение тридцати лет в число лидирующих по нефтедобыче. В течение некоторого периода в мире наблюдалась некоторое постоянство у лидирующих нефтяных компаний, которое сменилось падением добычи, за исключением Китая, где сохраняется небольшое стабильное повышение объема нефтедобычи. Максимум мировой добычи нефти наблюдался в 1979 году.

В 1997;2002 годах некоторым нефтедобывающим компаниям удалось увеличить и стабилизировать объем добычи. Тем не менее, сохраняется общее понижение добычи — например, в России за первые шесть месяцев 1999 года было добыто 143 млн. тонн нефти и газоконденсата — это на 9,3% меньше добытого за первые шесть месяцев 1998 года.

Утвержденная Правительством РФ в 2003 г. новая Энергетическая стратегия России на перспективу до 2020 г. определила долгосрочные ориентиры развития нефтегазового комплекса страны, дав четкий анализ ситуации, использовав комплексный и обоснованный подход к постановке ближайших и перспективных задач, признавая при этом определяющую роль ТЭК в экономике страны и приветствуя активный рост нефтедобычи при условии рационального недропользования.

В обзорных материалах приведены различные причины продолжающегося падения нефтедобычи, некоторые из них являются достаточно противоречивыми.

В советское время основными регионами нефтедобычи являлись Кавказ, Волго-Урал и Западная Сибирь [1]. В период до конца 1980;х годов объемы добычи нефти постоянно росли, так как при начале освоения месторождений новых регионов уровень добычи нефти в предыдущем лидирующем регионе оставался высоким. За последние 15−20 лет указанного периода прирост нефтедобычи обеспечивался в основном за счет месторождений Западной Сибири.

В настоящее время средний показатель выработки месторождений в стране составляет 45%. Как следствие, ухудшается сырьевая база, в особенности это касается крупных месторождений, находящихся в длительной разработке. Например, выработка по Самотлорскому месторождению составляет 63%, по Ромашкинскому — 85%, Мамонтовскому — 74%. Доля месторождений с выработкой свыше 80% составляет более 25% запасов, находящихся в разработке нефтяными компаниями страны.

Согласно данным Министерства энергетики РФ известные на данный момент запасы нефти при сохраняющихся темпах добычи будут полностью выработаны к 2040 г. Около 14% запасов являются тяжелыми и высоковязкими нефтями, 19% располагаются в подгазовых зонах нефтегазовых залежей. Доля активных нефтяных запасов у большинства нефтедобывающих компаний составляет порядка 45%, и этот показатель имеет тенденцию к снижению. Свыше половины неосвоенных запасов находится в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, существенная часть — в арктических широтах. Их освоение и разработка невозможны без обеспечения транспортными коммуникациями. Запасы перспективных дальневосточных нефтегазоносных провинций, а также севера Европы и Восточной Сибири существенно меньше, чем западносибирские.

В период 1994 г. — настоящее время коэффициент восполняемости составляет 81,6% (при добыче 2489,3 млн. т прирост запасов нефти и нестабильного конденсата до 2001 г. — 2030,1 млн. т).

Снизились запасы уникальных и крупных месторождений к 2000 г. соответственно до 5254,73 млн. т (на 1,4%) и 6553,78 млн. т (на 24,3%) по отношению к 1994 г. В то же время число средних и малых месторождений продолжает увеличиваться (к 2000 г. их зарегистрировано более 2 тыс.), и их запасы возросли с 1994 до 2000 г. соответственно до 2424,69 млн. т (на11,9%) и 2362,72 млн. т (на 0,06%). Эти месторождения расположены в 37 субъектах Федерации, а их запасы сосредоточены в Западной Сибири, Урало-Поволжье и на Европейском Севере. Естественно, ввод в разработку этих месторождений (при соответствующей экономической оценке) не сможет решить проблемы нефтяной отрасли, но игнорировать этот резерв также нецелесообразно.

Существенно уменьшился суточный дебит скважин. Доля скважин с дебитами менее 25 т/сут достигла сейчас примерно 80%, а с дебитами до 10 т/сут — 55%. Увеличилась обводненность скважин. В 1999 г. средняя обводненность нефтяных скважин по России достигла 86%. По 1/3 месторождений, разрабатываемых нефтяными компаниями, обводненность запасов превышает 70%. По состоянию на начало 2008 г. число неработающих скважин около 33 тыс., т. е. 24,6% добывающего фонда скважин.

В сложившейся ситуации, новая Энергетическая стратегия России сформулировала стратегические цели и основные задачи в развитии нефтегазового комплекса.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами: спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. При сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов добыча нефти в России может составить порядка 460−470 млн. т в 2010 г. и возрасти до 500−520 млн. т к 2020 г.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются: обеспечение добычипоследовательное увеличение объемов добычи без его снижения, обеспечение стабильного объема добычи на возможно длительное времяучитывая потребности и интересы последующих будущих поколений.

Добыча нефти будет осуществляться и развиваться в России в известных нефтедобывающих регионах, а также в новых нефтегазоносных районах на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири, на юге России и Европейском Севере.

Главным добывающим регионом и нефтяной базой остается Западная Сибирь, в котором добычу нефти необходимо увеличить, и довести к 2020 г. До 290−315 млн. т.

Такие объемы добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании технологии бурения, методов воздействия на пласт, увеличении степени извлечения углеводородов из недр и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.

Лидирующее положение в добыче нефти и газа по России занимает Тюменская область на территории которой промышленная добыча ведется с 1964 года, максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1988 году и составил 408,6 млн. тонн. На Западную Сибирь, по прогнозам, приходится около 52% неразведанных ресурсов углеводородов страны.

Развитие технологии нефтедобычи напрямую зависит от качества и степени совершенствования оборудования для добычи, а также оптимальности его выбора и правильности эксплуатации.

Нефтедобыча с помощью погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) является наиболее массовым способом добычи (2-е место в стране и доминирующее в регионе) — установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) добывается более 60% годового объема добычи нефти в стране.

В настоящее время нефтегазодобывающая отрасль имеет особенность снижения объемов нефтедобычи из месторождений эксплуатируемых долгие годы, увеличения числа сложных для разработки нефтяных залежей, и увеличения числа малодебитных и среднедебитных скважин.

На месторождениях Западной Сибири около 95% фонда скважин эксплуатируется насосным способом. Основная часть насосного фонда представлена установками погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства (68,9%).

На поздних стадиях разработки решающее для эффективности эксплуатации скважины значение приобретают термобарические условия пласта, определяющие фазовый состав извлекаемой из скважины жидкости. Вследствие обводненности скважины, высокого газосодержания, большого числа механических примесей повышается влияние случайных сил на спущенную в скважину установку насоса. Известно, что одним из таких воздействий является вибрация. Она может послужить причиной отказа погружного оборудования, что приведет к необходимости подъема его из скважины и ремонта, что, в итоге, препятствует эффективности эксплуатации скважин, снижая количество добываемой жидкости за время эксплуатации.

Интенсивный отбор жидкости из скважины требует увеличения подводимой к насосному агрегату мощности для увеличения подачи. Эффективным инструментом увеличения мощности (и, соответственно, подачи) в насосных установках с частотно-регулируемым приводом является увеличение частоты вращения вала, что обеспечивается увеличением частоты питающего напряжения.

Регулирование частоты питающего напряжения в таких установках изменяет напорно-расходную характеристику насоса в широком диапазоне, что обеспечивает подбор оптимального режима эксплуатации системы «насос-скважина-пласт» .

Экспериментальные исследования показывают сильное нарастание вибрации при увеличении мощности, в связи с чем вибрация может стать одной из главных причин отказа насосной установки. Необходимость остановки и ремонта погружного оборудования снижает эффективность разработки. В связи с этим актуальной является разработка методов улучшения технологических показателей работы насоса и всей установки в целом при интенсивных отборах жидкости и, соответственно, увеличении подачи с помощью установок ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.

Более двадцати лет в стране серийно выпускаются установки погружных центробежных электронасосов модульной конструкции (УЭЦНМ), которые в настоящее время являются основными для добывающих предприятий, но установки электронасосов обычной конструкции (УЭЦН) продолжают использоваться на некоторых предприятиях. Изучение статистических данных об отказах погружного модульного оборудования показало, что появились новые виды отказов погружного оборудования, приводящего к авариям типа «полет», заключающихся в самопроизвольном расчленении погружного оборудования, обрывах по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и падении на забой скважины. На ликвидацию таких аварий затрачиваются сотни миллионов рублей, при этом снижается эффективность добычи, поэтому сокращение числа аварий является актуальной задачей. Исследования показали, что более высокая вибрация модульного погружного оборудования является причиной таких аварий.

В настоящее время на промыслы поступает современное высокоэффективное оборудование на базе станций управления (СУ) с частотным регулированием. На это оборудование возлагались большие надежды, в том числе, что увеличение парка такого оборудования снизит количество отказов. Практика эксплуатации показала резкое увеличение вибрации погружной насосной установки в некотором диапазоне частот, что приводит к «полетам». Механизм этого явления не найден, проблема не решена до настоящего времени.

Всегда считалось что вибрация работающей машины полностью определяется ее техническим состоянием, это позволяет использовать полученные при диагностике данные для оценки качества изготовления и сборки машины, а также выявлять причины повышения вибрации.

Этим проблемам посвящены исследования отечественных ученых, работавших в области повышения надежности погружного оборудования Л. С. Каплана, А. А. Богданова, И. М. Алиева, В. А. Рафиева, А. В. Семенова, Р. А. Максутова, Ю. А. Махмудова, А. Н. Дроздова, П. Д. Ляпкова, В. Н. Ивановского, В. А. Смирнова, И. Т. Мищенко и других.

Современная вибродиагностика представляет собой измерение и анализ вибросигнала при испытаниях новых и отремонтированных элементов погружного оборудования с помощью специальных стендов. Измерение вибросигнала производится по общему уровню и спектру радиальной вибрации. Данная информация не дает возможности выявить причины усталостных разрушений и аварий погружного оборудования модульного исполнения и прогнозировать остаточный ресурс. С учетом сложностей при эксплуатации погружного оборудования в модульном исполнении на современном этапе разработки месторождений определены цель работы и сформулированы задачи исследований.

Цель работы.

Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений разработкой научно обоснованных технических решений, направленных на увеличение производительности работы скважин, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вибрации оборудования при интенсивном отборе жидкости.

Задачи исследований.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ состояния работы скважин, оборудованных УЭЦНисследовать вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работыопределить причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала;

2. Выявить пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки;

3. Разработать теоретическую модель механизма возникновения повышенной вибрации насосного оборудования с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий;

4. Разработать мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости;

5. Провести промысловые испытания рекомендованных решений и разработать нормативную документацию на их промышленное внедрение.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач базируется на анализе данных о состоянии выбранного объекта, результатах лабораторных и промысловых исследований с использованием современных средств измерения и методов обработки статистической информации, математическом моделировании и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.

Научная новизна результатов работы.

1. Выявлен диапазон частотного режима напряжений электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН из скважины становится аварийно опасной. Дано объяснение полученному явлению.

2. Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников с частотой вращения вала насоса и демпфированием направляющих аппаратов в насосных секциях.

3. Установлена взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорными характеристиками погружных насосов.

На защиту выносятся:

— созданная измерительная система для исследования вибрационных характеристик УЭЦН и режимов ее работы;

— результаты исследования причин возникновения вибрации в УЭЦНрезультаты исследования частотного режима напряжения электрического питания насосного агрегата, при котором интенсификация добычи нефти УЭЦН становится аварийно опасной, что приводит к снижению эффективности добычи;

— взаимосвязь осевой и радиальной вибрации погружных насосов, износа радиальных подшипников, частоты вращения вала насоса и характера демпфирования направляющих аппаратов в насосных секциях;

— взаимосвязь осевой и радиальной вибрации насосных агрегатов с напорной характеристикой погружного насоса при демпфировании направляющих аппаратов в насосных секцияхмероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивном отборе жидкости из скважины.

Практическая ценность результатов работы.

1. Полученные зависимости параметров вибрации от режима работы и величины износа подшипниковых узлов позволяют оценивать техническое состояние насосных агрегатов перед спуском в скважину и прогнозировать долговечность их работы, а также разрабатывать насосные агрегаты с низким уровнем вибрации.

2. Компоновка созданного лабораторного стенда позволяет экспериментально определять фактические вибрационные характеристики (раздельно осевая и радиальная вибрация), измеряемые синхронно в наиболее ответственных точках насосной установки, для новых конструкций рабочих колес и направляющих аппаратов, подшипниковых узлов и входных модулей, оценивать их чувствительность к изменениям режимов работы насоса при различных степенях износа его элементов.

3. Созданная и запатентованная конструкция входного модуля (патент РФ № 2 333 396) снижает вибрацию, тем самым увеличивается межремонтный период и существенно сокращаются затраты, связанные с ликвидацией аварий типа «полет».

4. Созданная и запатентованная конструкция насосной секции (патент РФ № 2 328 624) позволяет снизить вибрацию, вызывающую усталостное разрушение насосно-компрессорных труб (НКТ), фланцевых соединений, корпусов, сопровождающееся падением агрегата, обеспечить повышенную ремонтопригодность и повышение напора и подачи за счет герметичности внутренних полостей насосной секции.

5. Предложенные мероприятия способствуют снижению вибрации погружного оборудования, что позволяет значительно увеличить добычу и наработку на отказ и оптимизировать режимы работы УЭЦН с частотно-регулируемым приводом в диапазоне изменения частоты питающего напряжения от 40 до 60 Гц для безаварийной эксплуатации.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Область исследования включает разработку мероприятий, повышающих эффективность добычи нефти погружными центробежными электронасосами в условиях изменяющегося термобарического воздействия жидкости, отбираемой из скважины.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на Юбилейной региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2006 г.) — 6-ой региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии — нефтегазовому региону» (Тюмень, 2007 г.) — Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.) — Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.) — семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2009 — 2011 гг.) — научно-технической конференции «Новые технологии — нефтегазовому региону» (Тюмень, 2011 г.).

Публикации.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено два патента РФ.

В диссертационной работе использованы результаты, положения и выводы, полученные совместно с к.т.н., доцентом Петрухиным В. В., К.Т.Н., профессором Бочарниковым В. Ф., д.ф.-м.н., профессором Пахаруковым Ю. В., д.т.н. профессором Ведерниковым В.А.

ВЫВОДЫ.

1. Проведен анализ работы скважин, оборудованных УЭЦНисследованы вибрационные характеристики погружного оборудования и режимы его работыопределены причины, влияющие на повышение радиальной вибрации погружных центробежных насосных агрегатов при изменении частоты вращения вала.

2. Выявлены пути повышения производительности скважин на месторождениях, находящихся на второй и третьей стадиях разработки.

3. Разработана теоретическая модель механизма возникновения повышенной вибрации с учетом воздействия потока отбираемой жидкости при изменении термобарических условий.

4. Разработаны мероприятия по повышению производительности скважин, оборудованных УЭЦН, при интенсивных режимах отбора жидкости.

5. Проведены лабораторные и промысловые испытания рекомендованных технических решений и скорректирована нормативная документация по эксплуатации ЭЦН с частотно-регулируемым приводом.