Обзор применения ЭЦН для нефтедобывающих скважин

1. Обзор применения ЭЦН для нефтедобывающих скважин

1.1. Введение

На более чем 60 процентах нефтедобывающих скважин для производства изначально определенных извлекаемых запасов необходимо применение той или иной технологии механизированной добычи. Из приблизительно 832000 скважин с механизированной добычей в мире, примерно 14 процентах эксплуатировались или эксплуатируются с использованием ЭЦН.

Механизированные способы добычи являются неотъемлемой частью эксплуатации скважин, в особенности на месторождениях поздней стадии разработки, где продуктивные пласты не обладают достаточным давлением для подъема нефти на устье. По мере того как дебиты скважины по газу и нефти продолжают снижаться, а дебит по воде растет, в частности в пластах с водонапорным режимом, нефтедобывающая компания может начать использовать заводнение – метод повышения нефтеотдачи при котором вода закачивается в пласт через водонагнетательную скважину для перемещения углеводородов к другим скважинам.

При этом со временем дебит скважины по нефти продолжит снижаться, а дебит по воде будет расти. В результате, время откачки, к примеру, для станка-качалки растет до того момента, пока насос не станет работать двадцать четыре часа в сутки. В это время, наиболее практичным методом увеличения добычи является установка насоса с большей производительностью.

Одним из приемлемых вариантов, в особенности при операциях заводнения с применением больших объемов, является погружной насос с электроприводом. Системы ЭЦН могут быть наилучшим вариантом для высокодебитных скважин, на которых произошло падение уровня добычи и существует необходимость его повышения. Эта задача актуальна для многих месторождениях в Российской федерации и странах СНГ. Старые системы газлифта в условиях сильного обводнения могут работать при более низких давлениях и обеспечить более полный отбор извлекаемых запасов нефти, если затратить средства на перевод этих скважин на ЭЦНы.

Из всех систем механизированной добычи электрические центробежные насосы (ЭЦН) обеспечивают наибольшую отдачу на наиболее глубоких скважинах, но вместе с тем их применение требует более частых ремонтов и соответствующего увеличения затрат. В добавок, ЭЦН обеспечивают превосходные рабочие характеристики в средах насыщенных газом и водой. Газ и вода присутствуют естественным образом в сырой нефти в больших объемах. Для возможности откачки нефти на устье необходимо отделить от нее газ и воду. Высокое их содержание может вызвать газовые пробки в механизме насоса, что приведет к значительному снижению производительности и потребуется извлечение из скважины всей насосно-компрессорной колонны и повторной ее заправки.

1.2. Технология электрических центробежных насосов

На большинстве нефтяных месторождений на стадии эксплуатации для откачки нефти на устье используются скважинные насосы, которые имеют электропривод. Насос как правило включает в себя несколько последовательных секций центробежных насосов, которые могут быть сконфигурированы с учетом специфических параметров ствола скважины для определенного назначения. Электрические центробежные насосы (ЭЦН) являются общепринятым методом механизированной добычи, обеспечивающим широкий диапазон размеров и производительности. Электрические центробежные насосы как правило используются на старых месторождениях с высокой обводненностью (высоким соотношением вода-нефть).

Насосы ЭЦН обеспечивают экономичную добычу путем повышения нефтеотдачи на данных низкопродуктивных старых месторождениях. Заканчивания с оснащением ЭЦН являются альтернативными средствами механизированной эксплуатации скважин, которые имеют низкие давления призабойной зоны. Заканчивания скважины с оснащением ЭЦН являются наиболее эффективным способом эксплуатации высокодебитных скважин. При использовании ЭЦН больших размеров были получены дебиты до 90000 баррелей (14500 м3) жидкости в сутки.

Компоненты ЭЦН

Система ЭЦН состоит из нескольких компонентов, которые вращают последовательно соединенные центробежные насосы для повышения давления скважинной жидкости и подъема ее на устье. Энергия для вращения насоса обеспечивается высоковольтным (от 3 до 6 кВ) источником переменного тока, который приводит в действие специальный двигатель, способный работать при высоких температурах до 150 °C и высоких давлениях 34 MПa в скважинах глубиной до 3700 м с потребляемой мощностью до 750 кВт. В ЭЦН применяется центробежный насос, который соединен с электродвигателем и работает при погружении в скважинную жидкость. Герметично изолированный электродвигатель вращает серию рабочих колес. Каждое рабочее колесо в серии подает жидкость через отвод во входное отверстие рабочего колеса расположенного над ним.

В типовом 100 мм ЭЦН, каждое рабочее колесо дает прибавку давления примерно 60 кПa. Например, типичный 10-ти секционный насос создает давление около 600 кПa на выходе. Напор и производительность насоса зависят от диаметра рабочего колеса и ширины лопатки рабочего колеса. Давление насоса является функцией количества рабочих колес. Как во всех центробежных насосах, увеличение глубины скважины или давления на выходе приводит к снижению производительности.

В системах ЭЦН электродвигатель располагается снизу компоновки, а насос сверху. Электрический кабель крепится к наружной поверхности НКТ и компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости. Система механических уплотнений и выравнивающее уплотнение используются для предотвращения поступления жидкости в электродвигатель и устранения опасности короткого замыкания. Насос может быть подсоединен либо к трубе, к гибкому шлангу, либо спущен по направляющим рельсам или проволоке таким образом, что насос садится на фланцевую муфту с лапой и при этом обеспечивается соединение с компрессорными трубами. При вращении электродвигателя вращение передается на рабочее колесо в наборе последовательных центробежных насосов. Чем больше секций имеет насос, тем выше будет напор жидкости.

Электродвигатель подбирается с учетом характеристики насоса. Насос проектируется для откачки определенного объема жидкости. Вал может быть изготовлен из монель-металла, а секции из коррозионно- и износостойкого материала.

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине обсадной колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Bвиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Проектирование систем ЭЦН требует всестороннего и тщательного анализа с целью одновременного решения ряда специфических задач их применения. Для проектирования требуется информация по притоку скважины (кривая потока (КП) или кривая продуктивности скважины (КПС)), данные о скважинных жидкостях (дебит по нефти, водонефтяной фактор, газожидкостное соотношение), данные по трубам (глубины и размеры НКТ и обсадных труб), температуры (на забое и на устье), и давления на устье скважины. Для надлежащего проектирования и подбора оборудования также требуется информация по твердой фазе, твердым отложениям, асфальтенам, коррозионно-активным жидкостям, коррозионно-активным газам и т.д.

Обустройство устья требует установки силового трансформатора и щита управления, а также электрораспределительной коробки с воздушным охлаждением. Если требуется использование привода с регулируемой скоростью (ПРС), тогда необходим дополнительный повышающий трансформатор в цепи до входа кабеля в устье скважины. Трубная головка имеет конструкцию, позволяющую удерживать колонну НКТ и изолировать электрический кабель. Этот изолятор, как правило, способен выдержать давление как минимум 30 МПа. Щит управления обычно оборудуется амперметром, плавкими предохранителями, молниезащитой и системой отключения. Он имеет и другие устройства, такие как выключатель при высоком и низком токе и аварийную сигнализацию. Он позволяет эксплуатировать скважину непрерывно, с перерывами или полностью остановить эксплуатацию.

Он обеспечивает защиту от пиков напряжения или разбалансирований, которые могут произойти в источнике электропитания. Трансформаторы, как правило, располагаются на краю кустового основания. Входящее электрическое напряжение трансформируется в напряжение, требуемое для работы электродвигателя на предполагаемой нагрузке и для компенсации потерь в кабеле. Повышенное напряжение (пониженный ток) снижает потери на скважинном кабеле, но следует учитывать и другие факторы. ЭЦН резко теряют производительность когда в насос попадает значительный процент газа.

Пороговый уровень для начала возникновения проблемы с газом как правило принимается 10% доли газа по объему на входе насоса при давлении на входе насоса. Ввиду того, что насосы имеют высокую – до 4000 об/мин (67 Гц) – скорость вращения и малые зазоры, они не являются стойкими к воздействию твердой фазы, например песка. ЭЦНы для нефтяных скважин выпускаются для обсадных колонн диаметров от 4 1/2 до 9 5/8 дюймов. Выпускаются насосы для обсадных колонн большего диаметра, однако они используются преимущественно в водяных скважинах. Для определенного размера обсадной колонны, как правило, более оптимальным выбором является оборудование с большим диаметром. Оборудование с большим диаметром является более коротким, как электродвигатель, так и насосы являются более эффективными, а электродвигатели легче охлаждаются.

1.3. Подбор ЭЦН к нефтедобывающей скважине

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Нскв = f(QЖ) и наложении на этот график реальных напорных (Q–H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости QЖ (м3/сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

где Нскв – потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины – прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса – устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины – групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Ннас – напор, развиваемый погружным насосом, м; QЖ – дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м3/сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n0 = 100, t = 200 °С, pв = 1000 кг/м3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида HН = h – bQ2 или HН = h + aQ – bQ2,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Нвертдин – динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; hTP – потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; – средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м3; hСЕП – потери напора в сепарационной емкости, м; НÖ напор соответствующий газлифтному эффекту, м; РУ – давление на устье скважины, Па.

Сделаем следующие допущения:

1. Работа насоса определяется  давлением у его приемной сетки  и долей газа попадающей в  насос.

2. Реальные характеристики  насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с pв = 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа•с).

3. На участке от забоя  до насоса вода и нефть распределены  равномерно.

4. Скольжение нефти в  воде на участке от забоя  до устья пренебрежимо мало.

5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.

6. Процесс выделения газа  при подъеме из-за снижения  давления является изотермическим.

7. Температура ЭЦН не  превышает допустимую рабочую  температуру;

С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n – количество ступеней насоса; – средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м3; – гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с2/м5; – глубина пласта по вертикали, м; – пластовое давление, Па; KПР – коэффициент продуктивности скважины, м3/с•Па; – давление на устье скважины, Па; PСЕП – давление в сепараторе, Па; – плотность флюида на устье скважины, кг/м3; g=9,81– ускорение свободного падения, м/с2.

Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.

Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.

 

Литература

1. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989. – 245 с.