Разработка техники добычи высоковязких нефтей штанговыми насосами при кустовом размещении скважин

В странах бывшего СССР число действующих скважин в 1997 году составило 123 970, причем в России — 75 880, а в странах СНГ около 20 тысяч скважин эксплуатировались с помощью штанговых скважинных насосных установок ШСНУ, т. е. 77,8%. Такие пропорции характерны для всех длительно эксплуатируемых месторождений. Так, например, эксплуатационный фонд Татарстана насчитывал в 1997 году 20 600 скважин, из них 72,8% эксплуатировались ШСНУ. Следует отметить, что по мере истощения пластовой энергии относительное количество скважин, эксплуатируемых с помощью ШСНУ, неуклонно растет. При этом востребованность ШСНУ будет достаточно длительной, так как при сохранении современных годовых объемов добычи обеспеченность запасами нефти в мире достигает 40 лет, а в России- 21,7 года.

Современное состояние нефтяной промышленности характеризуется прогрессирующим вводом в разработку трудноизвлекаемых источников углеводородного сырья, среди которых основную группу составляют высоковязкие нефти (ВВН). Так, на территории только Вол го-Уральского нефтеносного бассейна к концу 80-х годов было выявлено более 470 залежей ВВН. Добыча ВВН ведется также в Архангельской, Томской и Тюменской областях. Общепризнано, что добыча ВВН сопровождается усложнением работы оборудования насосных установок, снижением межремонтного периода скважин.

Характерной особенностью современного этапа нефтедобывающей отрасли является переход к разработке месторождений наклонно направленными (ННС), преимущественно, кустовыми скважинами. В частности, в Татарстане таких скважин в 1997 году было около 13 000, что составляло 87% от числа скважин с ШСНУ. Использование ННС вызвано требованиями экологии и экономической целесообразностью, но сопровождается рядом технико-технологических осложнений. К ним, в первую очередь, относятся интенсивный износ труб и штанг на участках искривления, рост амплитуды и максимальной нагрузки на штанги за счет сил трения.

Другой особенностью является введение в эксплуатацию месторождений природных битумов, извлекаемые запасы которых в мире (70 млрд. т) сопоставимы с запасами обычных и тяжелых нефтей. В России наиболее крупные месторождения битумов находятся в Татарстане, республиках Соха и Коми, Архангельской и Оренбургской областях. При добыче битумов, не взирая на малую глубину залегания, возникают большие трудности, связанные с отсутствием техники, способной откачивать высоковязкие среды с удовлетворительными технико-экономическими показателями. Наиболее перспективными для таких месторождений являются винтовые насосы с малыми частотами вращения, которые могут быть обеспечены поверхностными приводами.

Важнейшим естественным осложнением при добыче нефти является интенсивное отложение асфальто-смоло-парафинов (АСПО), что особенно негативно сказывается на работе ШСНУ в ННС, так как увеличиваются нагрузки на все элементы оборудования при ходе вверх, а при ходе вниз часто наблюдается «зависание» штанг.

Тем не менее, опыт эксплуатации показывает, что благодаря широким функциональным возможностям, простоте конструкции и удобству обслуживания штанговых установок с поверхностным приводом, они не только наиболее рентабельны, но и зачастую безальтернативны. При этом многие проблемы, трудноразрешимые при возвратно-поступательном движении колонны штанг в ШСНУ, достаточно просто преодолеваются при использовании вращательного движения штанг для передачи энергии рабочему органу, т. е. при использовании поверхностно-приводных штанговых винтовых насосных установок.

Итак, учитывая массовость эксплуатируемых штанговых установок, их широкие функциональные возможности, отвечающие тенденциям развития нефтедобывающей промышленности, можно констатировать актуальность научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новой техники добычи высоковязких нефтей, эмульсий и битумов штанговыми насосными установками с поверхностными приводами из наклонно направленных скважин.

Цель работы заключается в разработке уточненных методов расчета и новых технических решений для улучшения функциональных возможностей, работоспособности и рентабельности штанговых насосных установок при добыче высоковязких нефтей из наклонно направленных скважин, в том числе кустовых, основанных на теоретических и экспериментальных исследованиях.

Достижение поставленной цели требует решения следующих задач.

1. Анализ и обобщение современного состояния техники добычи нефти из кустовых наклонных скважин штанговыми насосными установками.

2. Теоретические и экспериментальные исследования осевых и прижимающих сил в штанговой колонне, эксплуатируемой в скважине с многоинтервальным профилем.

3. Исследование напряженного состояния элементов штанговой колонны на искривленных и наклонных участках и разработка технических решений для повышения работоспособности нефтепромысловых колонн.

4. Разработка схем, технических проектов и аналитическое исследование кинематики и динамики однои двуподвижного безбалансирного группового привода с фазовой регулировкой для кустового расположения скважин.

5. Разработка многоцелевого комплекса промышленных стендов для испытаний механизмов свинчивания и развинчивания штанг и труб с целью повышения работоспособности названных механизмов и резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

6. Разработка поверхностноприводных штанговых винтовых насосных установок для малои среднедебитных скважин с высоковязкими флюидами и их промысловые испытания.

Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлены или уточнены качественные и количественные показатели работы штанговых и трубных колонн в наклонно направленных скважинах при возвратно-поступательных и вращательных движениях, на основе которых разработаны и получены:

— закономерности изменения прижимающих и растягивающих усилий в колонне штанг, работающей в скважине с обобщенным профилем в различные моменты цикла работы ШСНУ и винтовых поверхностноприводных установок, легко адаптируемые к конкретному профилю и удобные для расчета на ПЭВМ;

— косвенные и прямые способы определения длины сжатого участка колонны штанг при ходе вниз, обеспеченные соответствующими приборами и устройствами;

— экспериментально-теоретический способ определения коэффициента трения между штанговой и трубной колоннами в скважинных условиях и получены их значения;

— закономерности увеличения сил трения штанговой колонны о трубы за счет желобообразования в процессе эксплуатации, которые предлагается учитывать с помощью приведенных коэффициентов трения, количественно оценены интервалы их изменений, найдены оптимальные соотношения диаметров нефтепромысловых колонн;

— методы расчета сил трения и принципы конструирования штанговых колонн с ленточными вставками и пластинчатыми скребками и их размеры для применяемых диаметров насосно-компрессорных труб;

— принципы проектирования поверхностно-приводных штанговых винтовых насосных установок для эксплуатации малои среднедебитных скважин в режиме энергосбережения;

— решения задач кинематического и динамического исследования двуподвижного безбалансирного группового привода штанговых сква-жинных насосов для кустовых скважин и проанализировано влияние фазовых смещений и конструктивных размеров привода на его технологические возможности.

Защищаются следующие научные положения.

1. Аналитический метод определения прижимающих и продольных сил в насосных штангах, совершающих возвратно-поступательное и вращательное движения.

2. Закономерности изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации за счет желобообразования в трубах на участках искривления при всех формах относительного движения.

3. Влияние ленточных вставок и скребков на величины сил трения штанговых колонн о трубы.

4. Научные основы разработки однои двуподвижных групповых безбалансирных приводов с фазовой регулировкой, позволяющих использовать эффект интерференции статических и динамических составляющих усилий в насосных штангах кустовых скважин.

5. Принципиально новые технические решения по расширению функциональных возможностей и работоспособности штанговых насосных установок.

Практическая ценность диссертационной работы заключается в следующем.

1. Создан комплекс глубинных автономных динамографов для проведения исследовательских работ на действующих скважинах, с помощью которых подтверждены результаты теоретических исследований. Многолетняя эксплуатация глубинных динамографов позволила получить уникальные объективные сведения о характере распределения усилий в колоннах штанг, что позволило, в свою очередь, углубить теоретические исследования.

2. Разработан метод экспериментально-теоретического определения коэффициента трения в реальных скважинных условиях, реализуемый при использовании глубинных динамографов или специальных устройств для соединения насосных штанг, устанавливаемых в нижней части колонны, в сочетании с поверхностными динамографами.

3. На основе выявленных теоретическими и экспериментальными исследованиями закономерностей разработаны, испытаны и внедрены в нефтедобывающую отрасль замковые опоры гидравлического принципа действия, штанговый насос с гидронагружением и газосепаратором, устройства для соединения насосных штанг, позволяющие существенно снизить статические и динамические нагрузки на оборудование, расширить функциональные и технологические возможности и работоспособность штанговых насосных установок в любых геолого-физических условиях.

4. Разработаны, изготовлены и более 10 лет эксплуатируются стенды для испытаний и аттестаций механизмов свинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и насосных штанг, даны практические рекомендации по повышению работоспособности некоторых из этих механизмов, работоспособности и долговечности резьбовых соединений нефтепромысловых колонн.

5. Создана научная база и разработан технический проект группового безбалансирного привода, а также технологические схемы размещения этих приводов на кусте. Гибкая система подстройки к промысловым условиям и кратное уменьшение металлоёмкости позволяет практически без дополнительных капитальных затрат перевести действующий фонд скважин на безбалансирный способ эксплуатации с минимальным сроком окупаемости, уменьшить примерно на 50% установленную мощность электродвигателей.

6. Разработаны, изготовлены и испытаны поверхностно-приводные винтовые насосные установки, защищенные патентами, работоспособные во всех климатических условиях и обеспечивающие любые эксплуатационно-технологические параметры.

В течение многих лет в системе объединений «Башнефть» и «Татнефть» массово внедряются замковые опоры гидравлического принципа действия, изготавливаемые серийно и силами НГДУ.

Серийные гидравлические опоры и полная техническая документация после успешной опытной эксплуатации на действующих скважинах с сильным пескопроявлением в объединениях «Эмбанефть» и «Мангыш-лакнефть» были переданы указанным объединениям для внедрения собственными силами.

Замковые опоры гидравлического принципа действия различных модификаций дважды демонстрировались на ВДНХ СССР, где авторам, изготовителю (Ишимбайскому машзаводу) и внедрившей организации (объединению «Башнефть») были присуждены по одной серебряной медали (обе соискателю) и около 15 бронзовых.

Стенды для испытаний, исследований и аттестации механизмов свинчивания-развинчивания НКТ и штанг (КШЭ, АШТК, КМУ-50, АГГР-2ВБ, ПБК-4) внедрены и эксплуатируются более 10 лет на Ишимбайском машиностроительном заводе, специализирующемся на выпуске указанных механизмов для нефтедобывающей отрасли страны.

Установочная партия поверхностно-приводных винтовых насосных установок в порядке опытно-промышленной эксплуатации прошла длительные испытания на различных режимах в скважинах республик Башкортостан, Татарстан, Дагестан, Оренбургской области, доказав эффективность заложенных в конструкцию технических решений. Малая серия доработанных с учетом опытной эксплуатации поверхностно-приводных установок универсального типа двух поколений подготовлена к промышленному внедрению.

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на:

— 1 Всесоюзной конференции по динамике, прочности и надежности нефтепромыслового оборудования (Баку, 1973);

— республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1975,1977,1978,1979,1981,1988 гг.);

— на ВДНХ СССР (Москва, 1984, 1987 гг.);

— Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1995 г.);

— Всероссийской научно-технической конференции «Информационные и кибернетические системы управления и их элементы» (Уфа, 1995 г.);

— Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998 г.);

— конгрессе нефтегазопромышленников России, секция «Отечественное машиностроение, ВПК, наука в стабилизации и дальнейшем развитии нефтегазовой отрасли» (Уфа, 1998 г.);

— ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского нефтяного института (УГНТУ) (Уфа, 1980.1999 гг.);

— на технических Советах объединений «Башнефть», «Эмбанефть», «Мангышлакнефть», «Татнефть», «Оренбургнефть», «Салаватнефтемаш», Ишимбайского машиностроительного завода;

— Республиканской выставке достижений народного хозяйства;

— Девятом ежегодном Международном конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999);

— секции «Нефть и газ» Академии наук РБ (1996, 1997, 1998 гг.).

По теме диссертации опубликованы монография, 20 статей, 15 описаний изобретений, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, 36 тезисов докладов, в т. ч. 5 на международных конференциях.

Соискатель благодарен за доброжелательное отношение, заинтересованность во внедрении и активную помощь в проведении промысловых исследований коллективам АНК «Башнефть», ОАО «Татнефть» и ОАО «Оренбургнефть», а также за многолетнюю совместную работу и научные консультации заслуженному деятелю науки и техники РФ, заслуженному изобретателю Республики Башкортостан, почетному нефтянику РФ, доктору технических наук, профессору Б. З. Султанову и заслуженному деятелю науки и техники Республики Башкортостан, доктору геолого-минералогических наук, профессору М. А. Токареву.

Результаты исследования кинематики левой ТПШ (при «группового привода с кривошипным балансиром при постоянных фазовом угле Ф = 13,22° и Лз =х5 =о, з пред став лены на рис. 5.9, 5.10 и 5.11: кривые 1, 1-и «соответствуют относительному перемещению 8, аналогу скорости Уф и аналогу ускорения аф при Х<�л = Х^ = 2 и ХК) ~ 0,1- кривые 2, 7! и 2У/ при Хд | = Х&- ~ 2 и Хк 1 = 0,5- кривые 3, З1 и 3/-при Х<�ц = = Х&- = 5 и ХК1 = 0,1- кривые 4,4- и А» «Х<�ц = Х^ = 5 и ХК1 = 0,5.

Сравнение кривой З7 с показывает, что уменьшение базовых расстояний при малых Хк практически не сказывается на экстремальных ве.

Рис. 5.9. Графики перемещений ТПШ при F4″ F6 (lH=l=const).

Рис. 5.10. Графики аналогов скоростей ТПШ при Р4<< ?6 (А, н=1=сош1:) ю к> лГ М я ** го ¿-у гй? Ч1¥

Рис. 5.11. Графики аналогов ускорений ТПШ при Р4<< Г6 (Хн=1=соп80 ю личинах скоростей, но ведет к смещению экстремумов влево. Ускорение в начале хода вверх увеличивается в 1,5 раза, а в начале хода вниз уменьшается на 15−16%. Уменьшение А, а при относительно больших ведет к росту величины и продолжительности хода вверх (кривые 4 и 2), увеличению экстремальных значений скоростей (кривые 4/ и2-), смещению экстремума скорости влево при ходе вверх и вправо — при ходе вниз. При этом наблюдается резкое увеличение ускорения в начале хода вверх и значительное уменьшение, вплоть до смены знака, ускорения ближе к окончанию хода вверх (кривые 4/- и 2-/).

Уменьшение Хк при фиксированном значении Ха ведет к уменьшению экстремальных значений скоростей (кривые 2- и), смещению экстремума скорости вправо при ходе вверх и влево — при ходе вниз. Ускорение в начале хода вверх уменьшается при этом на 30% (кривые 2″ «и), а в конце хода вверх увеличивается. При большом ^ (например, при Х^ = 5) изменение А, к с 0,1 до 0,5 практически не сказывается на скоростях (кривые 3/ и 47) и на ускорениях (кривые 3» «и 4/-).

Из приведенного выше анализа следует, что изменением базовых расстояний группового привода и длин плеч кривошипного балансира можно в достаточно широких пределах изменять значения перемещений, скоростей и ускорений ТПШ.

Для дальнейших исследований базовые расстояния и были приняты равными 3.11. Результаты исследований движения ТПШ слева при варьировании 1 и X" также были представлены в виде графиков (в диссертации не приведены), из анализа которых установлено, что величины перемещений, аналогов скоростей и ускорений при ^ = 3,11 имеют промежуточные значения по отношению к соответствующим параметрам при Хл = 2 и = 5. Увеличение фазового угла от 0 до 13,22°, достигаемого увеличением А, н от 0,3 до 1 при неизменном Хк = 0,5 ведет к некоторому росту величины и продолжительности хода вверх, незначительному уменьшению максимальной скорости при ходе вверх и увеличению ее при ходе вниз. Экстремальные значения ускорений не меняются, но отрицательные экстремумы смещаются влево. Таким образом, увеличение фазового угла кроме согласования работы скважин ведет к достижению некоторых кинематических преимуществ. Если при вышеприведенных параметрах увеличить только А^г, например до 5, то экстремальные значения скоростей в левой ТШП уменьшаются. Ускорения при этом в начале хода вверх уменьшаются, а в конце — увеличиваются.

5−4. Сравнительный анализ технологических возможностей группового безбалансирного привода и станка-качалки.

Выше была исследована кинематика двуподвижного безбалансирного группового привода при допущениях, что Р4 " ?6 и Б4 «Р6. Реально же соотношение усилий в кулисах меняются через каждый полупериод, причем отличия между ними могут быть и не столь значительны. В этих случаях истинные положения звеньев определяются из условий равновесия кривошипного коромысла 2 под действием сил Р4 и Р^ [76]:

Р4 ' Ьр4 — Рб ' Ьрб, где Ир4 и Ьрб — плечи соответствующих сил относительно шарнира В, соединяющего кривошипное коромысло с кривошипом.

Таким образом, в реальном групповом двуподвижном приводе звенья будут занимать промежуточные положения между предельными. Соответственно и реальные значения перемещений, скоростей и ускорений будут находиться между предельными, область между которыми на рис. 5.12, 5.13, 5.14 заштрихована. Очевидно, что варьированием соотношения плеч ЬР4 и Ир6 можно влиять на закон движения кулис 4 и 6, добиваясь оптимальных значений.

Результаты расчетов перемещений, скоростей и ускорений в предельных случаях представлены в виде графиков на рис. 5.12,5.13, 5.14 при относительной (к кривошипу) длине рычагов кривошипного балансира ХК1 = ХК2 = 0,5 и частоте вращения п = 6 об./мин. На этих рисунках линии «а», «б» и «в» соответствуют ходу слева, причем линия «а» соответствует работе насосов в противофазах, линии «б» — фазовому сдвигу (отсчет от положения противофаз) на угол 13,22°, линии «в» соответствуют случаю К] = Кг = 0 и формально работе насосов в противофазах. Линии «г» соответствуют ходу справа при Хк2 = 0,5 и А. н = 1, причем графики синхронизированы с ходом слева. На этих же рисунках штриховые линии изображают характер изменения вертикальных составляющих перемещений, скоростей и тангенциальных ускорений точки подвеса штанг у станка-качалки, причем для сопоставимости результатов для всех вышеприведенных вариантов взято одинаковое базовое расстояние <5 = 3,11, которое соответствует минимальному отношению расстояния между осью вращения балансира СК и осью выходного вала редуктора к максимальному радиусу кривошипа.

Из сравнения кривых перемещений (см. рис. 5.12) следует, что диапазон изменения перемещений в течение хода вверх меньше, чем при ходе вниз. Максимальный ход ТПШ для СК, для одноподвижного группового привода (ОПГП) и двуподвижного группового привода (ДПГП) при фазовом угле Ф = 0 (Х.н = Х, 3 = 0,3) равны. Если же фазовый угол у ДПГП отличается от нуля (крива «б»), то максимальный ход увеличивается, причем рост хода пропорционален увеличению длины рычага кривошипного балансира.

Увеличение фазового угла способствует уменьшению максимальной скорости и увеличению продолжительности хода вверх (см. рис. 5.13), существенному уменьшению максимальной скорости при ходе вниз по сравнению со станком-качалкой. Уменьшение скоростей, в свою очередь,.

Рис. 5.12. Область варьирования перемещений ТПШ группового привода ы.

I—".

Рис. 5.13. Область варьирования аналогов скоростей группового привода.

Рис. 5.14. Область варьирования аналогов ускорений группового привода ы ведет к уменьшению мгновенных мощностей двигателя и потерь мощности на трение. Увеличение продолжительности хода вверх благоприятно скажется на наполнении цилиндра насоса, особенно при откачке вязких нефтей и при эксплуатации наклонно направленных скважин. Это связано с тем, что в ДПГП ход вверх завершается со значительно меньшими ускорениями, чем в СК, поэтому скорость от Уф = 0,2 (от точки пересечения графика скорости для СК и графика «б») до нуля падает за угол поворота кривошипа ф] я 35°, а в СК за (р] ~ 22° (см. рис. 5.13). Благодаря указанному явлению сокращается или исчезает полностью угол запаздывания посадки шарового клапана в седло.

Сравнение графиков ускорений (см. рис.5.13) показывает несущественное влияние фазового угла на величину ускорений (кривые «а» и «б»). В то же время переход к ОПГП (кривая «в») ведет к значительному уменьшению ускорения в начале хода вверх, а так как ДПГП ввиду своей конструкции при нарушении динамического равновесия может временно превращаться в ОПГП, то появляется возможность влиять на величину ускорений.

Итак, можно утверждать, что групповой привод конструкции УГНТУ [116] обеспечивает гибкую систему регулирования кинематических показателей в процессе эксплуатации за счет выбора базовых расстояний, фазового угла и (или) длин плеч кривошипного балансира. Это, в свою очередь, позволяет повысить коэффициент загрузки и коэффициент мощности двигателя, уменьшить металлоемкость, стоимость строительства скважин, оперативно менять технологический режим эксплуатации в соответствии с дебитом скважин, изменением вязкости жидкости, оптимизировать работу клапанов штангового насоса в вертикальных и наклонно направленных скважинах.

5,5. Технологические схемы размещения безбалансирных групповых приводов на кустовых скважинах.

Технологические схемы размещения групповых приводов любого исполнения должны удовлетворять ряду требований:

— иметь минимальную стоимость обустройства;

— обеспечивать удобное и безопасное обслуживание установок;

— обеспечивать возможность производства ремонтных и исследовательских работ на одной из скважин без остановки другой;

— обеспечивать наивысший к.п.д. установок.

— иметь гибкую систему подстройки к различным межустьевым расстояниям скважин, обслуживаемых одним приводом.

Последнее требование вызвано тем, что межустьевое расстояние на различных месторождениях и даже на различных кустах отличаются друг от друга довольно существенно. «Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте», введенная Минтопэнерго РФ с 01.12.95 г., регламентирует количество скважин в кусте (до 24), в группе (до 8), минимальное расстояние между соседними скважинами в группе (2 м), причем скважины в группе должны располагаться на одной линии.

С учетом всех перечисленных требований были проработаны различные варианты размещения силовой части группового привода. В результате установлено, что могут быть реализованы три схемы размещения (рис. 5.15).

Первая схема (рис. 5.15,а) наиболее простая и содержит всего два направляющих шкива, устанавливаемые над устьями скважин. Благодаря этому достигается наивысший к.п.д. по сравнению с двумя другими схемами и надежность. Такая схема может быть использована при межустьевом расстоянии не менее 4,2 м. а канаты окёоты— воют д~ЛО/<�и | стойки с нс/зу.

Рис. 5.15. Схемы размещения групповых приводов.

Вторую схему (рис. 5.15,б) рационально применять при расстоянии между устьями скважин в пределах от 3,0 до 4,2 м. В этой схеме канатная подвеска одной из скважин перекинута через два поворотных ролика, отсутствующих в первой схеме и служащих для исключения трения канатов о реборду. Ограничение межосевого расстояния для этой схемы по минимуму наложено конструктивными соображениями, а по максимумувозможностью применения более рациональной первой схемы.

Третья схема (рис. 5.15,в) обеспечивает применимость группового привода конструкции УГНТУ при любых минимальных размерах межустьевого расстояния. К недостаткам этой схемы относится усложнение конструкции за счет необходимости применения четырех поворотных роликов и, соответственно, увеличения потерь мощности.

Проведенные исследования разработанных безбалансирных групповых приводов типа ОПТП и Д111П подтвердили их улучшенные кинематические и динамические характеристики, возможность оптимального размещения на кусте с точки зрения удешевления обустройства и удобства по обслуживанию и ремонту скважин.

6. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ВИНТОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК С ПОВЕРХНОСТНЫМИ ПРИВОДАМИ.

Современное состояние нефтедобывающего комплекса России характеризуется тремя факторами, определяющими технико-технологическую стратегию эксплуатации. Во-первых, это вступление многих месторождений в позднюю или завершающую стадию разработки, которая сопровождается падением пластового давления, а значит, и деби-тов, значительным обводнением откачиваемого флюида. Для таких условий необходимы установки малой производительности с гибкой системой регулирования, предпочтительно без эмульгирующего воздействия на флюид. Во-вторых, это массовый переход к кустовому разбуриванию месторождений и реанимация старых скважин за счет бурения боковых отводов, т. е. использование наклонно направленных и горизонтальных скважин. Переход к кустовому разбуриванию вызван жесткими природоохранными требованиями, особенно в густонаселенных районах и в регионах с плодородными землями, необходимостью удешевления строительства скважин в условиях Западной Сибири, морских шельфов и т. д. Для эксплуатации такой категории скважин требуется компактное наземное оборудование, позволяющее максимально приблизить устья скважин в кусте друг к другу, и подземное оборудование, способное проходить через участки искривления, т. е. имеющее небольшие диаметральные и дли-новые габариты и устойчивые характеристики при размещении на любом участке профиля: вертикальном, искривления, наклонном или горизонтальном. Третьим фактором является переход большинства скважин в категорию нерентабельных, что объясняется не только малыми дебитами, но и большими удельными энергозатратами при добыче. Анализ структуры себестоимости ряда нефтедобывающих предприятий показал, что 3050% затрат приходится на энергоносители. Учитывая тенденцию к неуклонному росту цен на них, можно прогнозировать на длительную перспективу соответствующий рост доли энергозатрат в себестоимости добываемой нефти, Таким образом, от эксплуатационного оборудования и технологии эксплуатации требуется малая удельная энергоемкость.

Известно, что на определенной стадии все скважины переводятся на эксплуатацию с помощью штанговых скважинных насосных установок, при современном состоянии нефтедобывающей отрасли более или менее удовлетворяющих части из перечисленных требований. Именно поэтому наблюдается устойчивое увеличение относительного количества скважин с Ш С НУ, достигающее в настоящее время 70−80% и объема добываемой с их помощью нефти 30−40%.

Это объясняется простотой конструкции, отработанностью технологии, широким диапазоном варьирования технологических параметров, большим межремонтным периодом (МРП) (рис. 6.1). Но по мере вступления месторождений в позднюю стадию разработки возникают осложнения в работе ШСНУ, о которых было сказано в предыдущих главах.

800 и 600.

С О. 400 г 200 0 со со сг> ю со.

00 О) о> со <У> Л о> со.

СТ> о> ю.

7> О).

СТ> СП.

Годы.

1СШН ВЭЦН ПЭДН ИЭВН.

Рис. 6.1. Динамика МРП по механизированному фонду скважин ОАО «Татнефть».

Важно отметить также и дороговизну ШСНУ, в результате составляющая амортизационных отчислений в себестоимости в среднем достигает 25.43%.

Таким образом, важнейшими направлениями повышения эффективности глубиннонасосной добычи нефти являются:

— возможность обеспечения технологического процесса откачки флюида из скважины с параметрами, оптимальными для системы «» пласт-скважина-оборудование" «;

— уменьшение удельных энергозатрат на добычу нефти;

— уменьшение стоимости основных фондов и, соответственно, амортизационных отчислений.

В связи с вышеизложенным становится очевидным, что наряду с совершенствованием ШСНУ необходимо проводить научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию альтернативных технологий и соответствующей техники, обеспечивающих рентабельность добычи нефти.

Наиболее полно всем перечисленным направлениям повышения эффективности добычи высоковязких нефтей, водонефтяных эмульсий, парафинистых и высокогазированных нефтей отвечают установки винтовых скважинных насосов, обладающие и другими достоинствами: низкая металлоемкость и малые габариты, простота конструкции и отсутствие клапанов, постоянство подачи в течение цикла и практическое отсутствие эмульгирующего действия.

Малые габариты позволяют эффективно применять винтовые насосные установки на кустовых скважинах, упрощая и делая более безопасным обслуживание и ремонт.

Отсутствие клапанов, т. е. местных гидравлических сопротивлений, способствует лучшему заполнению камер насоса высоковязкой жидкостью, увеличивая к.п.д. насоса.

Постоянство подачи в течение цикла, отсутствие клапанов и поступательного движения колонны штанг (или ее отсутствие вообще) позволяют перекачивать флюид без активного перемешивания, а, следовательно, без образования высоковязкой эмульсии в линии нагнетания.

Отсутствие возвратно-поступательных движений, постоянство скоростей и малые массы движущихся элементов насоса обеспечивают возможность варьирования производительностью в широких пределах.

До определенного времени за рубежом и в России реализовывалась концепция использования установок типа УЭВНТ с погружными электродвигателями [144]. Выбор этой концепции основывался на использовании унифицированных узлов серийных погружных электронасосов, а именно электродвигателей, протектора с компенсатором, кабельных линий, трансформаторов и станций управления, освоенных производством для установок ЭЦН. Весьма привлекательным являлось также отсутствие движущихся элементов в интервале от забоя до устья, например, в виде колонны штанг или труб.

При всей безусловности указанных достоинств, погружные винтовые насосные установки автоматически включили в себя и большинство недостатков УЭЦН: сложность и ненадежность погружных электродвигателей (ПЭД), их большую габаритную длину, что существенно усложняет или даже делает невозможным спуск их в искривленные, наклонно направленные и горизонтальные скважины, сложность и трудоемкость замены вышедших из строя ПЭД изза необходимости производства спускоподъемных операций с трубами, дороговизна и ненадежность кабельной линии, сложность спуска ее в скважину изза необходимости крепления к НКТ и т. д. Существенным недостатком погружных установок являются большие потери энергии в кабельной линии, низкий к.п.д. и коэффициент мощности погружного электродвигателя. Справедливость данного утверждения хороню видна из технической характеристики погружных двигателей к винтовым насосам (табл. 6.1).

<"