Месторождения ООО «Газпромнефть-Восток» расположены в труднодоступной местности Томской и Омской областей. Автотранспортное сообщение возможно только в зимний период. Одним из серьезных факторов, который осложняет эксплуатацию скважин на месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток», является высокий газовый фактор, который может достигать 1000 м³/м³. Наиболее осложнены высоким газовым фактором скважины Урмано-Арчинской группы. Фонд скважин с высоким газовым фактором имеет тенденцию к ежегодному росту за счет ввода новых скважин месторождений Урмано-Арчинской группы. При этом фонтанирующие скважины регулярно переводятся в механизированную добычу, сохраняя высокий газовый фактор, который негативно влияет на стабильную работу установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Стабилизация работы УЭЦН в скважинах, осложненных высоким газовым фактором, представляет собой важную задачу, решение которой дает возможность увеличить наработку оборудования и повысить добычу нефти. Одним из ключевых факторов, позволяющих стабилизировать работу оборудования, является правильность выбора газостабилизирующего устройства. Геологические условия месторождений ООО «Газпромнефть-Восток» требуют применения большого разнообразия входных/газостабилизирующих устройств, таких как входной модуль, роторный газосепаратор, вихревой газосепаратор, диспергатор, мультифазный насос, автопереключатель потока ADV. Перед широким применением, эффективность оборудования должна быть доказана в скважинных условиях ООО «Газпромнефть-Восток». В статье рассмотрен опыт ООО «Газпромнефть-Восток» по эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. Представлены результаты промыслового применения таких газостабилизирующих устройств, как мультифазный насос, газодиспергатор и переключателей потока ADV. Приведены примеры стабилизации работы УЭЦН при помощи автоматического регулирования тока, реализованного в станциях управления.
Список литературы
1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – 816 с.
2. Волков М.Г., Смолянец Е.Ф. Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях повышенного содержания свободного газа в добываемой продукции // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 11. – С. 120–124. – DOI: 10.24887/0028-2448-2018-11-120-124
3. Ляпков П.Д. Методика исследования структуры потока газожидкостной смеси в каналах центробежного насоса // Тр. ин-та /МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. – 1972. – Вып. 99. – С. 100–106.
4. Гареев А.А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса // Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса. – 2009. – № 2. – С. 21–25.
5. Ляпков П.Д., Дорощук Н.Ф., Златкис А.Д. Результаты испытаний погружного центробежного насосана нефти и нефтегазовых смесях // Татарская нефть. – 1962. – № 4.
6. Маркелов Д.В. Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приемных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – М., 2007. – 24 с.
7. Гафуров О.Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу
ступени погружного электроцентробежного насоса // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. – 1973. – Вып. 34. – С. 36–49.
8. Castro M., Pessoa R., Kallas P. Successful Test of New ESP Technology for Lake of Maracaibo Gassy Oil Wells // OTC 8867. – 1998. – DOI:10.4043/8867-MS.
9. Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей / В.С. Вербицкий, К.А. Горидько, А.Э. Федоров, А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 9. – С. 106–109.
10. Camilleri L.B., Segui E. Poseidon Gas Handling Technology: A Case Study of Three ESP Wells in the Congo // SPE-141668. – 2011. – DOI:10.2118/141668-MS.
11. Poseidon Multiphase Pump: Field Tests Results / P. Gi6, P. Buvat, Ch. Bratu, P. Durando // OTC 7037. – 1992. – DOI:10.4043/7037-MS
12. Sipra I., Shotter P. Pumptools Ltd Aberdeen. Use of Auto Diverter Valves in ESP Completed Oil Wells Which Produce Sand and Solids // SPE-131760. – 2009. – DOI: 10.2118/126071-MS
13. An Effective Approach to Mitigate High Gas Interference Problem in Gassy ESP Well / W. Amijaya, H. Kusuma, N. Narso, G. Yudhanto Sudibyo //
SPE-196492. – 2019. – DOI: 10.2118/196492-MS
