Важной задачей настоящего времени является внедрение передового опыта, цифровой системы, и вывод ее на современный уровень и комплексное развитие в нефтегазовой отрасли страны. Согласно «Программе развития нефтегазового комплекса Туркменистана на 2019-2025 годы»: «Наряду с мерами по увеличению добычи нефти и газа, основной задачей является проведение соответствующих мероприятий в части повышения качества готовой нефти».
Для добычи нефти используются различные насосы и насосное оборудование. К ним относятся следующие:
- 1. Поршневые насосы, приводимые в действие станком-качалкой через штангу.
- 2. Центробежные фонтанные насосы с электроприводом.
- 3. Гидравлические фонтанные поршневые насосы.
- 4. Винтовые насосы.
Для повышения продуктивности нефтяных скважин были внедрены винтовые насосы для замены плунжерных или электроцентробежных (ЭЦБН) насосов при высокой вязкости нефти и высокой газонасыщенности.
При анализе их работы было замечено, что наряду с непрерывной подачей природного газа на внешние газораспределительные сооружения к работающим таким образом скважинам, большое количество газа тратится на добычу нефти в нескольких скважинах, т.е. высокий удельный расход газа. По этой причине возникает необходимость экономить газ, который непрерывно подается в газлифтные скважины с низким дебитом или малой продуктивностью, и использовать его регулярно, для организации нормальной эксплуатации и хранения скважин. Если такие важные мероприятия не провести вовремя, это приводит к сбоям в работе скважин и даже потерям нефти. Исходя из этого, регулярно проводится серия испытаний по газоснабжению эксплуатируемых скважин. С этой точки зрения одной из технически и экономически обоснованных мер по экономии газа, используемого в малодебитных скважинах при добыче нефти газлифтным способом, стало решение о переводе их на периодический (эпизодический) газовый способ с использованием многофункционального клапана, и этот метод нашел свое отражение в производстве. Реализация данного мероприятия проводилась по специальному плану работ.
Независимо от того, как эксплуатируются скважины, между пластом и забоем скважин создается перепад давления, благодаря которому нефть может непрерывно поступать к их забою. Это позволяет смеси из воды и нефти течь через слой с большей скоростью. При этом связь подъемной трубы с пластом сохраняется, а жидкость в трубе циклически откачивается через клапан через определенные промежутки времени. Отличие многофункционального дифференциального клапана КГУ-25 для эксплуатации в скважинах от сильфонных клапанов (клапанов, наполненных азотом или воздухом) состоит в том, что подаваемый в трубное пространство газ вводится в жидкость внутри трубы. Пульсации (прерывистого течения газа) при работе скважины нет. Таким образом, используя клапан КГУ-25, в результате реализации такой технологии можно стабильно эксплуатировать скважины. При эксплуатации скважины методом периодического газлифта на нее устанавливают специальный картографический прибор, который фиксирует (показывает) изменение давления, а в течение дня и ночи используют кривую и прямые линии на ее экране для описания производительности. Прямая линия на графике представляет момент, когда буферное давление становится равным давлению коллектора подачи нефти, расход газа экономится и нефть поступает в трубу. Кривая вертикального буферного давления представляет момент, когда нефть поступает в коллектор. Таким образом, опыт показывает, что периодические газлифтные скважины могут работать в течение длительного периода времени, если после планового осмотра не возникает осложнений.
Погружные двухвинтовые (гибридные) насосы с электроприводом.
В 1990-е годы с помощью СКТ в скважины был внедрен один из основных типов винтовых насосов – Погружные двухвинтовые насосы с электроприводом.
Ключевые особенности устройства
- - Механические добавки менее 0,6 г/л;
- - Наличие свободного газа;
- - Вязкость менее 6×10-4 м2/сек (6 Стокса).
Технологические характеристики:
- - Нефтяные эмульсии не образуются за счет стабильной экстракции жидкости;
- - Коэффициент полезного действия (КПД) насоса также увеличивается за счет сужения зазора между винтом и НКТ по мере увеличения вязкости. В этом одно из отличий винтового насоса от ЭЦБН. Это связано с тем, что увеличение вязкости приводит к снижению свойств ЭЦБН.
Доступные марки винтовых насосов: ЭВНТ-16-1200; ЭВНТ-25-1000; ЭВНТ- 100- 1000; ЭВНТ- 200- 900Ю.
Описание: Э- Электродвигатель; В- винт; Н- насос; Т- замедленное движение (1500 об/мин); 16-максимальный дебит м3/сутки; 1200-поток, м; все винтовые насосы должны иметь минимальный диаметр отверстия 130 мм.
Рабочие детали изготавливаются, учитывая тепловое взаимодействие в скважине, где контактирует его металл. Указанные насосы предназначены для использования в диапазоне температур 30–700°C.
Двухвинтовые насосы имеют производительность 10 ÷ 75 м3/сут. а его поток достигает 1000м. В этих случаях его КПД достигает 65, что говорит о том, что КПД у ШГН и ЭЦБН больше (в аналогичных условиях).
Трансформаторная система электровинтовой насосной установки (УЭВНТ) включает в себя как наземную станцию, так и трансформатор.
Одновинтовые насосы немецкой марки NTZ.
Насосы марки NYZ подходят для действующих колонн скважин нефтегазовых месторождений Готурдепе и Барсагельмез. Их производительность 10-15 м3/сут. (NTZ 278*240 СТ10), напор 1100м.
- - КПД ременного корпуса одновинтовых насосов между 0,5-0,6.
- - Насос приводится в действие за счет вращения штанговых колонн, которые спускаются на глубину с помощью насосно-компрессорной трубы НКТ (СКТ). Вращение штанговых колонн осуществляется электроприводом на верхушке скважины.
Особенности насосов марки NTZ, отличающиеся от трансформаторной системы электровинтовой насосной установки (УЭВНТ) состоят из:
Передатчики:
- Отсутствие электрического кабеля.
- Стабильность работы электродвигателя.
- Легкая регулировка частоты вращения штанговых стоек и отсутствие необходимости в дорогостоящем специальном оборудовании.
Насосы:
- Благодаря отсутствию клапанов (по сравнению с ЦГС) и отсутствия высокоскоростных потоков (по сравнению с ЭЦБН) имеет возможность работы в существующих скважинах с большим количеством механических примесей в продукции.
- При бурении скважин месторождений Готурдепе и Барсагельмез КПД насосов марки NTZ был в семь раз выше, чем у УЭВНТ при наличии в составе продукции механических добавок до 0,42%.
- При разработке месторождений Готурдепе и Барсагельмез интервалы между очистными работами составляют 0,5-1,5 года.
При разработке месторождений Готурдепе и Барсагельмез насосы марки NTZ эксплуатировались на низкой частоте вращения (135 об/мин), что свидетельствует о возможности работы до максимальной паспортной частоты вращения (376 об/мин), но одним из главных условий является газовая фаза в насосе должна поддерживаться на уровне ниже 50%.
Разработка скважин штанговыми насосами.
До сих пор это был один из основных методов использования скважин малой и средней продуктивности в мире, но при определенных условиях его можно заменить альтернативными методами:
Высокий газовый фактор в скважинах:
Выбор вариантов: Винтовые насосы не имеют выбора вариантов работы насосов в ненапряженных условиях, что дает следующие преимущества:
- Широкий ассортимент типов станков-качалок и погружных насосов, подходящих для всех условий производства. (За исключением глубоких и скважин, переведенных на газлифт после прямого фонтанного бурения).
- Наличие стандартов обработки для всего оборудования.
- Наличие стандартизированных методов проверки при расчете эксплуатационных условий.
Анализ эффективности использования винтовых насосов.
Рекомендации по эффективному использованию месторождений Готурдепе и Барсагельмез были сформулированы при разработке скважин винтовыми насосами. Винтовые насосы немецкой марки NTZ предназначены для добычи из скважин с дебитом от 10 до 15 м3/сут. поток составляет 1100м. Резина, вращающаяся в корпусе, окружающем его винт, увеличивается специальным винтом. Его оптимальный КПД находится на глубине 1100м и равен 0,5÷0,6.
Характеристики винтового насоса такие же, как у ЭЦБН, то есть он представляет собой погружной насос. В погружном насосе используется винтовой насос, а не центробежный насос. В винтовых насосах двигатель установлен внутри редуктора наверху вала. Вариатор вращает штанговые колонны при открытых винтах погружного насоса.
Комплектация насоса состоит из тройника, превентора и обратного фланца. В состав насосного оборудования входят: ротор, статор, клапан, муфты. Насос имеет внешний диаметр 95 мм, что позволяет им проходить через рабочую колонну с внешним диаметром 114 мм. Альтернативно статор насоса освобождается от НКТ с помощью ступиц, а затем ротор с помощью обычных штанг.
По штанговому оборудованию: будут использоваться шток, укороченные штанги, насосные штанги, центраторы, протекторы для центраторов.
Длина штанг и труб перед установкой измеряется несколько раз. Их соединение между собой осуществляется с максимально допустимой моментной силой. Требуемая длина колонн штанг заполняется укороченными штангами. Но необходимо учитывать смещение колонн исходя из собственного веса и давления, создаваемого насосом.
В состав рабочего оборудования входит: Шкив 670 мм и 137 мм, вспомогательное устройство двигателя, двигатель, ремонтник, передатчик и корпус втулки, ремень (5 шт), зажим штока, уплотнительные кольца (9 шт), ремни, электродвигатель 13,2 кВт, 977 об/мин, дистанционное управление.
При бурении используется частотно-регулируемый привод, который помогает стабильно изменять частоту вращения винта и не нагружать её. Если продукт скважины имеет высокую вязкость, то применение данного типа устройства невозможно из-за вращения колонн насосных штанг.
Движение винтового насоса считается объемным, что означает, что его эффективность смещения пропорциональна частоте вращения.
Поскольку винтовой насос может перемещать смесь нефти и газа, он может поддерживать глубину взвеси в скважине выше уровня жидкости, соответствующего давлению газонасыщения нефти.
Но обычно насос спускают на его динамический уровень, т.е. на глубину не ниже 100 м, а давление на устье насоса поддерживают максимально выше давления насыщения.
Батыр Джумаев, заместитель председателя Государственного концерна «Туркменнебит»
Маягюль Гафурова, доцент Международного университета нефти и газа имени Ягшигельды Какаева, кандидат технических наук.
Огулгерек Бердимырадова, старший преподаватель Международного университета нефти и газа имени Ягшигельды Какаева, кандидат технических наук.