Оптимизация работы скважины

ИА Neftegaz.RU. Оптимизация технологических режимов работы скважин представляет собой процесс, предназначенный для повышения эффективности эксплуатации скважин механизированного фонда за счет увеличения точности и оперативности выбора оптимальных технологических параметров и режимов работы, и надежности их поддержания, технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

Оптимизацию технологических режимов работы можно проводить по нескольким группам скважин.

1. Скважины, работающие в режиме автоматического повторного включения (АПВ).

При данном режиме работы при постоянных запусках и остановках УЭЦН происходит износ обмотки погружного электродвигателя и кабеля, из-за чего может произойти отказ установки по причине R-0 (остановка погружного оборудования по снижению сопротивления изоляции системы «кабель-погружной электродвигатель (ПЭД)» до 0,2 кОм и ниже).
Оптимизацию режима фонда скважин АПВ очень сложно произвести.
Это можно сделать путем установки штуцера, что не всегда может помочь, и установкой частотно-регулируемого привода (ЧРП), но их на самом деле мало и устанавливать разрешается только на высокодебитные скважины.
Работа УЭЦН в режиме АПВ с использованием ЧРП строго запрещена.
В этих случаях УЭЦН работает на пониженной частоте, но в постоянном режиме, либо частотный преобразователь с этой скважины снимают и ставят на другую.
Оптимизацию режима можно произвести и во время ремонта, то есть вместо высокодебитного оборудования, которое работало в режиме АПВ, можно спустить в скважину менее производительный ЭЦН (например, вместо ЭЦН 125 или 80 спускается ЭЦН 50 или 60).
Также можно проводить оптимизацию режима эксплуатации скважин, у которых УЭЦН работает на номинальной производительности, но с высоким динамическим уровнем.
По тем скважинам, по которым есть возможность, увеличивают частоту с промышленной (50 Гц) на несколько герц выше для увеличения дебита.

2. Часто останавливающиеся скважины (ЧОС).

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН - не более 25 МПа, температура не более 90 ^оС.
Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин/10 м.
Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти газа и воды и их смесей, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны, глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе.

Производительность УЭЦН регулируется:

1. Методом штуцирования (на устье скважины)
2. При помощи преобразователя частоты:
3. При помощи изменения глубины подвески ЭЦН
4. Замена насосной установки ШСН

Режим откачки - режимы работы насосного оборудования, определяемый сочетанием диаметра насоса, длины хода плунжера и числом качаний, т.е. параметрами, которые можно изменять.

Классификация режимов откачки:

1. Нормальные режимы, характеризуемые наибольшей длиной хода (для данного станка-качалки) и наименьшим Ø насоса (дл хода 1,8-3 м число качаний 2-4 к/мин
2. Режим длинноходный: наибольшая длина хода и Ø насоса больше, а число качаний меньше, чем при нормальном режиме. (3,5 м дл хода и 6-8 к/мин)
3. Режим короткоходный (длина хода 0,9-1,2 м число качаний 6-10 к/мин)
4. Быстроходные режимы: частота качаний больше, а длина хода меньше, чем при нормальном режиме (дл хода 1,2-2 м, число качаний 10,15 к/мин)
5. Тихоходный режим (дл хода 1,8-3 м, число качаний 2-4 к/мин)

На работу насоса влияет потеря хода плунжера, утечки, усадка жидкости.
Регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера (чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре) и длины хода плунжера.
Фонтан зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>Rж g Н,
где Рпласт – пластовое давление, Rж - плотность скважинной продукции, g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c², Н -длина столба жидкости ( глубина скважины по вертикали).

Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст

3. Оборудование скважин стационарными забойными отсекателями для отключения продуктивного пласта при ремонтных и профилактических работах в скважинах.

В этом случае применение забойных отсекателей позволят:

• увеличить суммарную добычу нефти за счет более быстрого и полного освоения скважин;
• уменьшить пульсации в газлифтных и фонтанных скважинах;
• устранить опасность открытого фонтанирования и выбросов.

4. Применение более мощного глубинно-насосного оборудования, в тч, станков-качалок и штанг.

Это даст возможность более длительное время поддерживать заданный режим отбора жидкости из скважин в условиях постепенного возрастания нагрузок в результате запарафинирования каналов для поднимаемой жидкости.

5. Применение наряду с трубами Ø 73мм или насосных компрессорных труб (НКТ) труб большего Ø (189,102 и 114 мм).

Переход на больший Ø труб позволит продлить периоды между депарафинизациями скважин как за счет большего объема заращивания труб, так и за счет лучшей тепловой самоизоляции потока.

6. Оснащение скважин установками ЭЦН с наибольшей допустимой рабочей температурой и не полной загрузкой двигателей в установившейся откачке.

Оптимизация работы скважины позволяет :

• повысить дебит скважины;
• снизить затраты на электроэнергию для извлечения нефти;
• снизить себестоимость добычи нефти;