Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором на месторождениях западной сибири

Вид материала

Автореферат

Содержание Общая характеристика работы Целью работы Научная новизна Основные защищаемые положения Практическое значение Апробация работы. Структура и объем диссертации Содержание работы В первой главе Вторая глава В третьей главе В четвертой главе Основные выводы и рекомендации

Подобный материал:

• Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического, 212.65kb.
• Технология бурения скважины, 1080.77kb.
• Потребления газа в стране в течение года возникает потребность в сезонном прекращении, 131.21kb.
• Овершенствование методов контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений,, 76.38kb.
• Перспективы развития рынка кредитования физических лиц Западной Сибири, 75.44kb.
• Система аналитического мониторинга, 10.49kb.
• Программа дисциплины археология западной сибири дпп. Дс. 02 Цели и задачи дисциплины, 431.44kb.
• Программа дисциплины источниковедение и историография западной сибири для аспирантов, 223.01kb.
• История Западной Сибири) реферат (от лат еfеrо «сообщаю») краткое изложение, 69.17kb.
• Внутрискважинное оборудование для долговременной защиты призабойных зон пласта от негативного, 85.83kb.

На правах рукописи

Атнабаев Зуфар Магданович


СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

С ЭЖЕКТОРОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ


специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений


АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук


Уфа – 2007

Работа выполнена в ОАО «Газпром нефть»


Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович


Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Антипин Юрий Викторович


кандидат технических наук

Вагапов Самат Юнирович


Ведущая организация: Российский Государственный

Университет им. И.М.Губкина


Защита состоится «30» марта 2007 года в 15 час. 30 мин. на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г.Уфа, ул. 8-е Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».


Автореферат разослан «28» февраля 2007 года


Ученый секретарь

диссертационного совета, Д.А. Хисаева

доктор химических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Введение. Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири. При этом широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована третья часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые.

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, - одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом. Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его геометрических размеров, снижению надежности и частому проведению ремонтных работ. Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость.

В малообводненных добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся при подъеме жидкости до приема насоса. Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень в скважине, а если последний достигает критического значения, когда газосодержание на приеме насоса превышает допустимую величину, то происходит срыв подачи и установка выходит из строя. Снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что приводит к дополнительному расходу насосно-компрессорных труб (НКТ) и электрического кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ. Таким образом, актуальной задачей является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи:

1. анализ условий эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири и способов выбора насосного оборудования и режимов его работы;
   
2. обоснование необходимости удаления газа из затрубного пространства в критических ситуациях;
   
3. разработка методики расчета оптимального расположения эжектора по длине колонны насосно-компрессорных труб;
   
4. разработка конструкции эжектора для уменьшения давления газа в затрубном пространстве скважины;
   
5. промысловые исследования режима эксплуатации добывающих скважин установкой электроцентробежного насоса в компоновке с эжектором;
   
6. поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.
   

Научная новизна

1. В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин уменьшения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве вследствие выделения газа при подъеме жидкости.
   
2. Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса с использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня.
   
3. Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирования режима работы насоса.
   

Основные защищаемые положения:

1.Результаты теоретических и промысловых исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.

2.Новые технические решения по дозированной подаче химических реагентов на прием насоса, регулированию режима работы насоса.

Практическое значение работы заключается в следующем:

- в результате анализа различных методик выбора насосного оборудования разработаны рекомендации по оптимизации технологического режима эксплуатации скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» путем применения эжектора в компоновке с УЭЦН;

- предложены конструкция эжекторного устройства, позволяющая поддерживать давление в затрубном пространстве добывающих скважин на уровне давления в коллекторе, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, а также методика расчета параметров эжектора в зависимости от технологических условий эксплуатации скважин. Применение эжекторных устройств в 2-х скважинах Приобского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» позволило стабилизировать работу и увеличило межремонтный период ЭЦН в среднем от 4,5 до 6 раз.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технической конференции «Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана» (г.Уфа, 1998г.), V Межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона» (г.Уфа, 2000г.), Третьем конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы энерго- и ресурсосбережения в нефтегазодобывающей отрасли» (г.Уфа, 2001г.)

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 10 печатных трудах, в числе которых 5 статей и 5 патентов. В совместных публикациях автору принадлежат постановка задач, разработка методики расчета и конструкции эжектора, анализ, обобщение, обоснование рекомендаций.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 147 наименований и изложена на 105 страницах машинописного текста, включая 22 рисунка, 8 таблиц.


СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении раскрыта актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований. Приведены основные защищаемые положения, отражена научная новизна выполненных исследований и их практическая значимость.

В первой главе диссертации приведены условия эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, представлен обзор применяемых методик выбора насосных установок для оптимальной эксплуатации скважин, рассмотрены возможности применения струйных эжекторов при разработке нефтегазовых месторождений.

Геотермические и технологические условия эксплуатации западносибирских месторождений в значительной степени отличаются от соответствующих условий других нефтяных регионов России.

Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов, отличающихся высокой производительностью, снижает динамические уровни жидкости, что ведет к необходимости увеличения глубины спуска насоса. За последние пять лет глубина подвески ЭЦН для нефтяных месторождений Сургута, Нефтеюганска, Нижневартовска и Ноябрьска увеличилась приблизительно на 500 м, достигнув отметки 2400 м и более. Отмеченное существенно усложнило эксплуатацию погружного оборудования, что сказалось на увеличении числа отказов.

Характерной особенностью является разбуривание месторождений Западной Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами, что резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти. Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 68⁰ и по интенсивности искривления до 4,5⁰ на 10 м (Мамонтовское месторождение ОАО «Юганскнефтегаз»), является одной из причин полетов ЭЦН и НКТ. Вследствие указанного, в сочетании с дефицитом оборудования, имеет место тенденция увеличения бездействующего фонда скважин, который для Северо-Салымского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» соответственно составляет 18,5 и 52,3 %. Проведенный анализ зависимости межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов от интенсивности искривления ствола в зоне подвески ЭЦН показал, что влияние интенсивности искривления начинает проявляться при 20^/ на 10 м, а при величине интенсивности искривления 1,5⁰ на 10 м оно становится преобладающим относительно других факторов.

Работу ЭЦН, в особенности при глубокой подвеске и больших значениях подачи, существенно усложняет высокая пластовая температура, которая с учетом нагрева погружного электродвигателя и самого насоса, например, при эксплуатации скважин с низким коэффициентом продуктивности и высоким газосодержанием, может возрастать в зоне расположения насоса до 140…180 ⁰С.

Негативными факторами, определяющими специфику эксплуатации УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири и способствующими увеличению числа отказов, также являются высокая обводненность продукции, большое количество содержащихся в ней механических примесей, а также наличие свободного газа на входе насоса.

В настоящее время себестоимость добычи нефти почти на 40 % складывается из затрат на электроэнергию и компенсацию резкого ее подорожания. Поэтому весьма важным является оптимальный подбор УЭЦН и технологического режима работы скважин в целом. Применение обоснованной методики выбора насосного оборудования и оптимизации режима его работы позволяет проанализировать эффективность использования добывающих скважин, оценить состояние насосного оборудования, рассчитать рациональные технологические параметры работы. Для объективного выявления позитивных и негативных сторон использования методик подбора ЭЦН к скважинам месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» был проведен их сравнительный функциональный анализ по восьми основным критериям. Рассмотрены четыре программные комплексы отечественного производства (ПТК «НАСОС», ПК «Автотехнолог», ПК «Сириус+» и ПК «PumpPro») и два комплекса зарубежного производства (ПК «Sub PUMP 6.10» и ПК «Well Flo v3.6b»). Сравнение и анализ проводился по двум направлениям: по функциональным возможностям и сходимости расчетных значений с истинными параметрами эксплуатации скважин. Результаты анализа показали, что на каждой стадии разработки месторождения имеется оптимальная гидравлическая трубная корреляция, которая дает минимальную погрешность. Для минимизации погрешности, связанной с гидравлическими трубными корреляциями, разработана «карта применимости корреляций». Эта карта показывает, что у каждой корреляции есть оптимальный диапазон, в котором минимальная погрешность.

Для повышения эффективности работы ЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири предлагается их эксплуатация совместно со струйными аппаратами. Использованию струйных аппаратов в добыче нефти посвящены работы Мищенко И.Т., Миронова С.Д., Городивского А.В., Цепляева Ю.А., Марьенко В.П., Захарченко Н.П., Сахарова В.А., Вербицкого В.С., Ивановского В.Н., Сазонова Ю.А., Рылова Б.М., Нотана Л.М., Дроздова А.Н., Терикова В.А., Мохова М.А., Андриянова А.В., Султанова Б.З., Вагапова С.Ю. и других исследователей. Выбор струйного аппарата должен предусматривать расчеты диаметров сопла и горловины, а также соответствующие расходы и давления. Расчеты должны проводиться исходя из геолого-технических данных по скважине, физико-химических свойств добываемой жидкости и других параметров эксплуатации.

Использование струйных аппаратов совместно с другим типом насоса позволяет существенно расширить функциональные возможности последнего, а также улучшить условия его эксплуатации.

Вторая глава посвящена методике определения места установки струйного аппарата (эжектора) в колонне НКТ. Правильный выбор места установки эжектора по отношению к ЭЦН и устью скважины позволит повысить МРП и снизить вероятность срывов подачи насоса. В настоящее время место расположения эжектора в тандемных установках типа «ЭЦН-эжектор» для конкретной скважины определяется экспериментально. Разработанная методика позволяет сократить проведение стендовых и промысловых исследований.

При выводе уравнений были приняты следующие допущения:

1. гидродинамические процессы на месте установки эжектора протекают при постоянной температуре;
   
2. рабочей жидкостью является смесь жидкости и газа;
   
3. при изменении давления плотность жидкости остается постоянной;
   
4. объемное газосодержание зависит от давления линейно;
   
5. газ является совершенным, т.е. он описывается газовыми законами;
   
6. коэффициент сжатия струи в сопле эжектора принимается равным единице.
   

Получено уравнение, которое по известным данным эксплуатации скважины, позволяет определить зависимость давления в затрубном пространстве при постоянном дебите скважины от времени:

(1)

где

, – параметры уравнения состояния газожидкостной смеси;

P₁ – давление газа в затрубном пространстве;

P_in - давление на приеме насоса;

– плотность жидкости (без газа) (кг/м³);

– параметр уравнения состояния газа;

Q^* - объемный расход газа, вызванный притоком в затрубное пространство;

S_out - площадь сечения затрубного пространства;

L – глубина спуска насоса;

– гравитационная постоянная ( = 9.8 м²/с)

Предложен алгоритм расчета параметров эжектора. На рис.1 представлена зависимость относительного напора эжектора от относительного расхода (коэффициент эжекции) ,

где

Р₀- давление рабочей жидкости на приеме эжектора;

Р₁- давление газа в затрубном пространстве;

Р₄- давление газожидкостной смеси на выходе эжектора;

Q₀- расход рабочей жидкости;

Q₁- расход газа из затрубного пространства через эжектор.

Рис.1. Зависимость относительного напора эжектора от относительного расхода (коэффициента эжекции) . Точки – экспериментальные данные (■ соответствуют  МПа, □ –  МПа), линии – расчетные кривые (сплошная линия –  МПа, пунктирная линия –  МПа).

Данная зависимость получена при Р₀= 0,2 МПа (сплошная линия) и Р₀ = 0,1 МПа (пунктирная линия). Точками на графике обозначены данные, полученные Ю.А. Егоровым экспериментами для газожидкостного эжектора, где в качестве рабочей жидкости была использована вода, а эжектируемым газом является воздух.

Расчетная схема эжектора предоставлена на рис.2.



Рис.2. Расчетная схема эжектора.

Участок: 0-2 – сопло, 1-2 - приемная камера, 2-3 – камера
смешения, 3-4 – диффузор.


На рис.3 показаны аналитические зависимости давления в затрубном пространстве, давления на устье скважины, относительного расхода и динамического уровня от глубины установки эжектора, полученные для фиксированных параметров скважин и геометрических характеристиках эжектора при объемном расходе газожидкостной смеси на забое (дебит скважины) равным 0,005 м³/с (сплошная линия) и 0,003 м³/с (пунктирная линия). Данные зависимости получены путем решения системы уравнений из механики сплошных сред. В предположении изотермичности процесса для используемых уравнений состояния газа и газожидкостной смеси эти уравнения запишутся в следующем виде:

(2)

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

Для устойчивой эксплуатации скважин необходимо выполнение следующих условий, которые следуют из ограничений рабочих характеристик ЭЦН и эжектора:

1. глубина погружения эжектора не должна превышать динамический уровень жидкости в скважине;
   
2. газосодержание на приеме насоса и эжектора не должно превышать предельно допустимые для каждого из них значения;
   
3. давление в рабочей камере эжектора не должно быть меньше атмосферного;
   
4. давление газа в затрубном пространстве должно быть больше его давления в струе рабочей жидкости;
   
5. относительный расход эжектора ограничен.
   

Анализ представленных на рис.3 зависимостей позволяет для требуемого интервала динамического уровня, давлений на устье и в затрубном пространстве, а также относительного расхода определить глубину установки эжектора.

Рис.3. Зависимость затрубного давления (), давления на устье скважины (), относительного расхода () и динамического уровня () от глубины погружения эжектора. Жирная линия –  м3/с, тонкая линия –  м3/с.

В третьей главе приводятся результаты использования эжектора на скважинах Приобского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». При эксплуатации нефтяных скважин с высоким газосодержанием, выделяющийся газ при подъеме жидкости накапливается в затрубном пространстве, которое соединяется с коллекторной линией перепускным дифференциальным клапаном. Открытие перепускного клапана происходит, если давление в затрубном пространстве скважины превышает давление в коллекторной линии, то есть давление на устье скважины выше, чем давление в затрубном пространстве. В нефтедобывающих скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» давление на устье составляет порядка 1,0…2,5 МПа. В зимний период, даже при незначительном содержании воды в продукции скважины и небольшом дебите, перепускной клапан часто не срабатывает или при образовании гидратной пробки газ накапливается в затрубном пространстве, снижая динамический уровень.

Для поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе разработано скважинное устройство с использованием струйного аппарата (эжектора) рис.4. Отличительной особенностью эжектора является то, что его приемная камера с помощью обратного клапана связана с затрубным пространством скважины. Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций.

При истечении рабочей жидкости (продукция скважины) через сопло в приемной камере создается разряжение и газ, поступающий из затрубного пространства через клапанный узел, увлекается рабочей жидкостью в камеру смешения.

В последней газ смешивается с рабочей жидкостью и образуется однородная мелкодисперсная среда. Далее камера смешения расширяется до внутренних размеров НКТ, где происходит восстановление давления для подъема продукции до устья скважины. Газ, смешанный с добываемой жидкостью, уменьшает ее плотность, облегчая тем самым ее подъем на поверхность.



Рис. 4. Установка ЭЦН с эжектором для откачки газа из затрубного пространства.

Открытие клапана происходит в том случае, если давление в приемной камере меньше чем давление в затрубном пространстве скважины.

Промысловые испытания работы эжекторов проводились на скважинах №107 и 3081 Приобского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Краткие характеристики нефти и пласта АС₁₀: температура – 88 ⁰С, плотность пластовой нефти 796 кг/м³, давление насыщения 8,2 МПа, газовый фактор 55 м³/м³, вязкость пластовой нефти 1,52 мПа*с. Для решения данной задачи были изготовлены эжекторы с основными геометрическими параметрами, приведенными на рис.5. Наружный диаметр корпуса эжектора составляет 89 мм, а его длина – не более 1000 мм. Приемная камера обратным клапаном связана с затрубным пространством скважины. Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций.



Рис.5. Основные геометрические размеры эжектора для проведения промысловых испытаний

Место установки эжектора в колонне НКТ рассчитывалось из следующих условий:

1. динамический уровень всегда должен быть ниже места установки эжектора;
   
2. расходное содержание газа в рабочей жидкости на входе в эжектор не должно превышать 20 %;
   
3. давление рабочей жидкости в рассчитанном месте установки эжектора должно быть достаточным для эжектирования газа.
   

Первое условие выполняется путем предварительных расчетов, для расчета 2-го и 3-го условий была разработана специальная программа, позволяющая по известным свойствам жидкости и газа рассчитать распределение давления и газосодержание в лифтовой колонне.

На рисунке 6а и 6б приведены распределения газосодержания и давления в НКТ для скважин №№107 и 3081 Приобского месторождения, рассчитанные по этой программе.



Рис.6а. Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №107 Приобского месторождения.



Рис.6б. Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №3081 Приобского месторождения.

Применяя вышеуказанные распределения, были выбраны глубины установки для эжекторов:

- для скважины №3081 – 980 м при давлении на входе 6,0 МПа и газосодержании 4 %;

- для скважины №107 – 800 м при давлении на входе 4,5 МПА и газосодержании 17 %.


Динамика показателей эксплуатации скважин после установки эжектора приведена на рис.7.

Рис. 7. Динамика показателей эксплуатации скв.107(а) и 3081(б) Приобского месторождения.

По результатам испытания на скважине №107 удалось увеличить МРП с 13 до 58 суток, по скважине №3081 с 14 суток до 3-х месяцев. При проведении испытаний в скважине №3081 была смоделирована ситуация, когда газ из затрубного пространства не поступает в нефтесборную линию. Для этого задвижку, соединяющую данные линии, закрывали соответственно на 5, 15 и 45 мин. Рост давления в затрубном пространстве скважины не наблюдался, нагрузка по току для электродвигателя ПЭД68 составляла 40 А и в течение указанных промежутков времени оставалась постоянной.

Результаты расчетов экономических показателей от использования эжектора приведены в таблице 1. Экономические расчеты показывают, при увеличении динамического уровня на 70 м применение эжекторов становится выгодным (за счет экономии НКТ и погружного кабеля).

В четвертой главе приводятся технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин установками погружных электроцентробежных насосов.

Для дозированной подачи химических реагентов в добываемую жидкость с целью предотвращения осложнений, предлагается устройство, включающее контейнер химреагента по типу «труба в трубе» и струйный аппарат в качестве дозатора. Струйный аппарат и контейнер размещены под насосом и оснащены обратными клапанами по типу «шарик-пружина».


Таблица 1 - Экономические показатели эффективности использования эжектора

№ скв	Уменьшение глубины спуска насоса, м	Экономия затрат на приобретение НКТ, руб	Экономия затрат на приобретение электрокабеля, руб	Стои-мость эжекто- ра, руб	Общая экономия затрат при установке эжектора, руб
646	202	15710	8080	8000	15790
6277	107	8320	4280	8000	4600
230, б	100	7777	4000	8000	3777

Клапан входа контейнера имеет более жесткую пружину или более легкий шарик по сравнению с клапаном входа струйного аппарата. Добываемая жидкость, поступаемая в сопло струйного аппарата, открывает обратный клапан. Одновременно открывается клапан на входе контейнера и химреагент поддавливается снизу жидкостью. Дозировка поступающего в добываемую жидкость химреагента осуществляется подбором комбинации диаметров сопла и горловины.

С целью управления режимом работы УЭЦН разработано управляющее устройство в виде дифференциального механизма. Одно из центральных колес механизма соединено с валом погружного электродвигателя (ПЭД), а второе центральное колесо – с валом ЭЦН. Водило сателлитов дифференциального механизма соединено через повышающий редуктор с валом шестеренчатого насоса. Входной патрубок шестеренчатого насоса соединен с внутренней полостью наполненного маслом корпуса управляющего устройства, а входной патрубок – с приоткрытым вентилем. К вентилю прикреплен поворотник подпружиненной лопасти, помещенный в поток скважинной жидкости.

В другом варианте исполнения управляющего устройства к вентилю через зубчатую шестерню крепится круглая рейка, которая соединяется с датчиком нагрузки шестеренчатого насоса, выполненным в виде кулачковой муфты, подпружиненной в осевом направлении.

В третьем варианте для автоматического регулирования параметров работы погружного электроцентробежного насоса в качестве регулятора вращения вала насоса с обратной связью применен автоматизированный механический регулятор. Регулятор выполнен в виде дифференциального механизма, одно центральное колесо которого соединено с валом ПЭД, а второе – с валом насоса. Водило сателлитов дифференциального механизма через последовательные редукторы соединено с ротором автоматизированного механического регулятора. Ротор снабжен крыльчаткой, которая омывается скважинной жидкостью.

Основные выводы и рекомендации

1. На основе анализа опыта эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири показано, что для повышения ее эффективности необходимо обоснование выбора насосного оборудования с учетом наклонно направленного профиля ствола, обводненности продукции и повышенного газосодержания, характерных для скважин данного региона. Установлена возможность улучшения работы УЭЦН с использованием в составе скважинного оборудования струйного аппарата (эжектора).
   
2. Разработана методика, позволяющая аналитическим путем, в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины, выбрать рабочие параметры эжектора и рассчитать место его установки по длине НКТ, что сокращает проведение стендовых и промысловых исследований.
   
3. Обосновано применение струйного аппарата (эжектора) в компоновке с электроцентробежным насосом для облегчения поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе, что предотвращает снижение динамического уровня и обеспечивает экономический эффект за счет сокращения расхода НКТ и электрического кабеля. Расчетным путем показано, что при снижении динамического уровня на 70 м и более применение эжектора экономически выгодно.
   
4. По результатам промысловых испытаний конструкции эжектора в скважинах Приобского месторождения показано увеличение МРП с 13 до 90 суток.
   
5. Предложены технологические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин путем использования струйного аппарата для дозированной подачи химреагента, исследования скважин и регулирования параметров работы ЭЦН.
   

Основные результаты работы опубликованы в 10 научных трудах, из которых № 1-4 входят в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий РФ в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки:

1. Атнабаев З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов //Нефтепромысловое дело. – 2003. - № 4. - С.25-30.
   
2. Атнабаев З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса //Нефтяное хозяйство. – 2003. - № 12. – С.60-61.
   
3. Атнабаев З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 4. – С.72-74.
   
4. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 9. - С.47-49.
   
5. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири // Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1997. – 56с.
   
6. Патент РФ № 2135743, МКИ Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / Атнабаев З.М., Уразаков К.Р. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 1999. - № 27.
   
7. Патент РФ № 2194853, МКИ Е21В47/00 Устройство для исследования скважин/ Чесноков В.А., Хасанов М.М., Атнабаев З.М. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2002. - № 20.
   
8. Патент РФ № 2193694, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2002. - № 33.
   
9. Патент РФ № 2193696, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 2002. - № 33.
   
10. Патент РФ № 2193695, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью/ Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. – 2002. - № 27.