Оптимизация режимов работы скважин установками электроцентробежных насосов на современном этапе добычи нефти

Abstract

Рассмотрена история создания погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН) в США, отметившая свой 100-летний юбилей, а также начало внедрения УЭЦН в Советском Союзе с середины прошлого века. Отмечено, что в последние два десятилетия темпы отбора нефти из нефтяных месторождений в России наращиваются в основном благодаря использованию погружных электроцентробежных насосов. Парк погружных установок для добычи нефти исчисляется в настоящее время сотнями типоразмеров. УЭЦН разработаны в габаритах по наружному диаметру от 69 до 185 мм, с производительностью от 15 до 2000 м3/сут. В этой связи в рамках оптимизации работы системы «пласт – скважина – насос» и повышения эффективности добычи нефти выявлена необходимость не только грамотного выбора типоразмера насоса, но и умелого управления работой скважин, оснащенных УЭЦН продолжительное время (1,5–2 года). Причиной непрерывного мониторинга режимов работы УЭЦН является наличие большого числа горно-геологических и технологических факторов, влияющих на приток флюидов пласта в скважину, в том числе факторов сезонности и климатических условий. В работе рассмотрены приемы регулирования отборов из скважин (производительности) УЭЦН с применением устьевого штуцера и частотного пре- образователя. Приведены основные расчетные формулы для определения диаметра сопла штуцера в сравнении с применением частотного преобразователя. The history of creation of the Electrical Submersible Pump (ESP) in the United States, which celebrated its 100th anniversary and the beginning of implementation of the ESP in the Soviet Union in the middle of the last century are considered. It is noted that in Russia the rate of oil extraction from the oil fields has been increasing during the past two decades, mainly due to the use of Electrical Submersible Pumps. There are hundreds of standard sizes in the park of submersible rigs for oil production today. ESPs are designed with the outside diameter ranging from 69 to 185 mm, with the capacity of 15–2000 m3/day. In this regard, to optimize “the layer – the well – the pump” system and to improve the efficiency of oil production it is necessary not only to reasonably select the particular size of the pump, but also to skillfully control the operation of wells equipped with ESPs for a long time (for 1.5–2 years). The reason for the continuous monitoring of ESPs operating modes is the presence of a large number of geological and technological factors affecting the formation fluid influx into the well, including the effect of seasonality and weather conditions. The regulation methods of sampling from wells (productivity) by ESP with the wellhead choke and frequency converter are examined. The basic formulas for calculating the choke nozzle diameter, as compared to the use of a frequency converter are shown.