5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации

Решение о принятии варианта, рекомендуемого к реализации, принимается с учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех участников проекта.

На Павловском месторождении выделено пять объектов разработки. По выделенным объектам выбраны варианты и рассчитаны технологические показатели разработки. Для каждого объекта разработки нефтяных залежей рассчитано по 2 варианта, для газовой залежи – 1 вариант.

В целом по месторождению рассмотрено 3 суммарных варианта для нефтяных залежей. По всем объектам и по суммарным вариантам разработки месторождения дана экономическая оценка эффективности и проведен анализ экономических показателей. В целом по месторождению рассчитан IV вариант для оценки разработки верейской газовой залежи.

По I варианту месторождение предлагается разрабатывать по существующей системе разработки пробуренным фондом скважин. Всего на месторождении пробурено 712 скважин. Из них: 184 на турнейской залежи, 282 – на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл, 197 – на залежи нефти пластов Бш₁+Бш₂, 15 скважин на залежи нефти пластов В₃В₄, 37 газовых скважин.

По II варианту рекомендуется добуривание проектного фонда скважин, для этого нужно пробурить 80 скважин, из них 73 добывающих и 7 нагнетательных. Основной фонд рекомендуется пробурить на залежь нефти пластов Т (66 добывающих и 7 нагнетательных). На залежь нефти пластов Мл+Бб+Тл предлагается пробурить 7 добывающих скважин. Предусмотрен ввод из консервации 68 скважин (24 скважины на залежи нефти пластов Т, 13 - на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл, 29 - на залежи пластов Бш, 8 - на верейской залежи), перевод 41 скважины на вышележащие объекты (2 из них на залежь нефти пластов Мл+Бб+Тл и 39 на башкирскую залежь), пробурить 10 боковых стволов (БС) из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл на залежь нефти пластов Т. Для охвата выработкой не вовлеченных в разработку пропластков провести повторную перфорацию в 24 скважинах (10 на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл и 14 на залежи нефти башкирских пластов). А также предусмотрено проведение мероприятий увеличения нефтеизвлечения (МУН).

Для осуществления III варианта разработки необходимо в дополнение ко второму варианту ввести из консервации и разбурить проектным фондом залежь нефти верейских пластов. Дополнительно будет пробурено 90 добывающих и 37 нагнетательных скважин, введено из консервации 8 и переведено с башкирской залежи нефти 17 скважин. Общий пробуренный фонд составит 207 скважин (163 добывающих и 44 нагнетательных).

Из сравнения технологических показателей разработки видно, что все три варианта рентабельны, окупаются с первого года, по I варианту достигается самый низкий КИН (0,301) и самый большой срок разработки. II вариант предполагает разработку месторождения фондом скважин, пробуренным в соответствии с проектным документом, в рамках которого проводится авторский надзор, этот вариант предусматривает ввод из консервации залежи нефти пластов В₃В₄, разработка которой проектным документом не предусмотрена, но запасы нефти утверждены ЦКЗ и стоят на балансе в количестве 6593 тыс.т извлекаемые. Из-за ввода в разработку верейской залежи достигнутый КИН по II варианту меньше утвержденного (0,343 при утвержденном 0,383). С целью оценки возможности вовлечения в разработку запасов верейской залежи рассчитан III вариант. Для осуществления этого варианта необходимо сверх проектного фонда пробурить 127 скважин (90 добывающих и 37 нагнетательных). Бурение такого количества скважин увеличивает капитальные затраты вдвое по сравнению со II вариантом (2567,0 млн.руб. – по II варианту и 5327,4 млн.руб. – по III варианту), суммарный дисконтированный поток по верейской залежи (при норме дисконта 10 %) отрицательный –100,4 млн.рублей. Но в целом по месторождению III вариант предпочтительней и с технологической, и с экономической точки зрения. По III суммарному варианту достигается утвержденный КИН и накопленная добыча нефти за расчетный период по сравнению со II вариантом больше на 6641 тыс.т Аккумулированный поток наличности по III варианту выше на 10.7 млн. рублей, а выплаты в бюджет на 10.3 млн.рублей.

Несмотря на то, что среди рассмотренных суммарных вариантов наибольшей эффективностью характеризуется III вариант, к реализации рекомендуется II вариант. На дату составления авторского надзора залежь нефти пластов В₃В₄ находится в консервации, разбуривание этой залежи не предусмотрено проектным документом, рекомендовать бурение такого количества скважин авторский надзор неправомочен, поэтому необходимо составить новый проектный документ и в нем рассмотреть вопросы ввода в эксплуатацию верейской залежи нефти.

В таблице 5 приведены технико–экономические показатели разработки месторождения по вариантам.

Табл.5. Сводная технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения

6. Технология и техника добычи нефти

6.1. Обоснование выбора рационального способа

подъема жидкости в скважинах, устьевого

и внутрискважинного оборудования

По состоянию на 01.06.2004года общий фонд скважин, за исключением ликвидированных и наблюдательных составил 488 скважин (рис.6.1.1). 31 скважина эксплуатируется в периодическом режиме.

Продукция скважин характеризуется различной степенью обводненности от 0 до 10% 44 скв., от 10 до 20% 65 скв., от 20до 40% 62 скв., от 40 до 80% 47 скв., от80до 90 20скв., более 90% 30скв.

Текущее техническое состояние по бездействующим в текущем году и с прошлых лет добывающим нефтяным и нагнетательным скважинам представлено в таблице 6.1.1, в таблице 6.1.2 - по нефтяным и газовым скважинам, находящимся в консервации. На Павловском месторождении объектами разработки являются верейская (С₂vr) газовая залежь и нефтяные башкирская (С₂b), яснополянская (Тл+Бб+Мл), турнейская (С₁t.)

По состоянию на 01.08.2004г. все скважины Павловского месторождения (за исключением газовых) эксплуатируются механизированным способом: при помощи ШГН 218 скв. (насосы типа НН-44, НН-57, НВ-29 или НВ-32 нормального ряда исполнения) в основном производства ООО «Пермская компания нефтяного машиностроения» -13 скважин эксплуатирующихся при помощи штанговых винтовых насосов и 30 скважин эксплуатируются при помощи погружных электроцентробежных насосов с производительностью от 30 до 200 м³/сут. На данном месторождении уже успешно применяются станции управления с частотным регулятором скорости вращения ротора погружного электроцентробежного насоса производства «Нефтяная электронная компания» п.г.т. Полазна.

При механизированном способе подъема жидкости (ШГН) устья скважин оборудуются арматурами типа АУ 140-50, ОУ-140-146/168-65 БХД или ОУ-50х14 ШХЛ производства Юго-Камского завода им. Лепсе. Для оборудования лифтов ШГН могут применяться НКТ 73х5,5 мм марок Д и К. Для уплотнения полированного штока может использоваться устройство типа УМ 31/32, выпускаемые ТОО «ЭКОГЕРМЕТ», г.Москва. или уплотнение полированного штока типа СУС 1-73-31 или СУС 2А-73-31 ОАО“Станкомаш” г.Челябинск.

Рекомендуются к применению вставные или трубные насосы марок НВ1Б-32; НВ1Б-28; НН2Б-32 производства ОАО «ЭДЕРИ», г. Санкт-Петербург; НВ1Б-32-25-22 ОАО Мотовилихинские заводы (г.Пермь); 20-125-RНАМ-14-4 производства СП Акселон-Кубань (г.Черноморский). При использовании вставных насосов для откачки пластовой жидкости содержащей сероводород и углекислоту рекомендуется использование манжетного крепления насосов (АРI-11АХ), а также в скважинах с повышенным газовым фактором [19]. В интервале установки насоса ствол скважины

Табл.6.1.1. Техническое состояние фонда бездействующих скважин Павловского месторождения нефти на 01.01.2004 г.

Табл.6.1.2. Техническое состояние фонда скважин, находящихся в консервации, Павловского месторождения нефти на 01.01.2004 г.

должен быть вертикальным, в других интервалах темп искривления ствола скважины допускается 1,5^о на 10 м. Типы и глубины спуска насосов подбираются по программе “Автотехнолог” РГА им.Губкина.

Рекомендуется использовать насосные штанги, устьевой шток Очерского машзавода и ОАО «Мотовилихинские заводы», колонна насосных штанг из стали на приведенное напряжение сдвига равное 7 кГ/мм² может быть двухступенчатой конструкции из штанг марок ШН-19 и ШН-16 при максимальной глубине спуска насосов на 28 мм 1480м и соотношении в колонне 34% и 66% соответственно или из штанг марок ШН-22 и ШН-19 1300 м при максимальной глубине спуска насосов на 28 мм 1620м. и соотношении в колонне 28% и 72% соответственно.

Для эксплуатации скважин фонтанным и механизированным способом ШГНУ рекомендуется использование насосно-компрессорных труб (НКТ) выполненных по ГОСТ-633-80. «Насосно-компрессорные трубы 73 мм» марки «Д»; максимальная глубина спуска гладких труб с толщиной стенки 5,5мм- 2308 м. [20]. При эксплуатации скважин в продукции которых содержится сероводород рекомендуется к применению НКТ выполненные по ТУ-14-161-150-94 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие», ТУ 14-161-173-97 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие», АРI 5СТ (ОАО Синарский трубный завод).

В качестве привода скважинного насоса могут применяться ПНШ 80-3-40 производства АО «Ижнефтемаш», станок-качалка ОМ 2001 АО «Мотовилихинские заводы» г.Пермь или ПШГН 6-2,5; ПШГН 8-3 производства ФГУП «Уралтрансмаш» г.Екатеринбург.

При механизированной (ЭЦН) эксплуатации устья скважин оборудуются устьевыми арматурами типа АФК1Э-65-14, АФК3Э-65-14, АФК5Э-65-14, АУЭ-140-50, ОУЭ-65/50Х140. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ1-146Х245.

Принимая во внимание значительное количество скважин находящихся в консервации и в бездействии с прошлых лет по причине низкого дебита и высокой обводненности продукции скважин на Павловском месторождении (рис.6.1.1) возможно вывести скважины из бездействующего фонда при помощи штанговых винтовых насосов или электропогружных винтовых насосов. Применение электропогружных винтовых насосов в данном случае обосновывается возможностью плавного регулирования производительности насосных установок при применении современного оборудования, более качественной очистки лифта скважин от АСПО при помощи скребков, так как оборудование для очистки лифтовой колонны более простое, а значит и более надежное, уменьшением эмульгирующего воздействия на продукцию скважин. При выборе погружного винтового насоса особое внимание следует уделить материалу из которого изготавливается эластомер, он должен быть стойким к воздействию СО₂ и Н₂S. Также применение установок с погружными электронасосами более рентабельно с точки зрения повышения

Рис.6.1.1. Фонд скважин Павловского месторождения по состоянию на 01.05.2004 г.

межремонтного периода. В среднем межремонтный период электропогружных насосов отечественного производства составляет 500-600 суток, а штанговых насосов около года.

Принимая во внимание средний дебит жидкости на одну скважину, возможное изменение дебита как в сторону увеличения, так и уменьшения, а также учитывая глубину спуска насосов, рекомендуются к применению на Павловском месторождении насосы двухопорной конструкции. Отличительной особенностью насосов двухопорной конструкции ЭЦНД ОАО «Борец» является ступень двухопорной конструкции из специального никельсодержащего чугуна марки «нирезист». Стойкость нирезиста к коррозии и износу, к трению и гидроабразивному износу позволяет использовать насосы типа ЭЦНД на скважинах с осложненными условиями эксплуатации. Применение двухопорных ступеней существенно улучшает эксплуатационные характеристики насоса, повышает продольную и поперечную устойчивость вала и снижает вибрационные нагрузки. Повышается надежность работы насоса и его ресурс. По сравнению с одноопорной ступенью двухопорная конструкция:

- имеет повышенный ресурс нижних пят ступени,

- обеспечивает более надежную изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной жидкости,

- обеспечивает увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса из-за увеличенных осевых длин межступенных уплотнений.

В таких насосах, как правило, устанавливаются промежуточные радиальные и осевые подшипники из керамики, в основном из карбида кремния.

Насосы ЭЦНД производства ОАО «Борец» могут эксплуатироваться при рН 6-8,5, при концентрации твердых частиц до 0,5 г/л. При разработке пластов Павловского месторождения исходя из полученных значений продуктивности скважин и проектируемых забойных давлений, возможно применение насосов от ЭЦНД5-30-1800 до ЭЦНД5-200-1800 (ОАО «Борец»). Для разработки вышеуказанных пластов могут применятся подобные насосные установки других производителей: ОАО «Лемаз», ОАО «Алнас» или установки ВННП двухопорной конструкции ОАО «Новомет».

При эксплуатации продуктивных пластов погружными электронасосами на Павловском месторождении рекомендуется устанавливать кабельные линии в соответствии с ГОСТ Р 51777-2001. А при эксплуатации скважин на продуктивный пласты с повышенным содержанием СО₂ более 6% и присутствием Н₂S рекомендуется эксплуатировать кабельные линии типа: основной кабель КПпБкП-120 3х16 и удлинитель КПпБкП 120 3х10 или основной кабель КПпБкК-120 3х16 и удлинитель КПпБкП. Кабельные линии изготавливаются на температуру 120^◦С в соответствии с ТУ 16.71-293-2002 «Кабели с полипропиленовой изоляцией для установок погружных электронасосов». ОАО «ВНИИКП», Москва 2002г.

Основными производителеями кабелей КПБК и КПБП являются АО «Кавказкабель», АО «Камкабель», АО «Подольсккабель», ЗАО «Сибкабель», АО «Роскат».

Возможно применение импортных кабелей например фирмы REDA (США). В качестве основных кабелей фирмой REDA используются кабели типов Redalene (рабочая температура изоляции до 96^о). В качестве кабелей и удлинителей кабельных линий REDA используются кабели Motorlead. Также возможно применение погружных кабелей фирм Centrilit. ZTS, кабели Шеньянскного и Тяньзанского кабельных заводов (КНР), Pirelli (Бразилия), Fujikura Ltd (Япония)[21].

Для плавного корректирования режима работы насосных установок и повышения межремонтного периода погружных электродвигателей рекомендуется применение станций управления нового поколения типа СУРС-1 (регулирования скорости изменения частоты в пределах 6-60 Гц), ИРБИ-840 (при использовании телеметрии станция позволяет поддерживать в скважине жидкость на заданном уровне путем регулирования скорости вращения двигателя, Электон-05-160 (250) (г.Радужный Владимирская область), СУ «МАСУ» (конструктивное исполнение станции управления «МАСУ» предусматривает установку любого коммутационного аппарата: воздушного или вакуумного контактора, устройства плавного пуска или фазового регулятора «ФАЗЕР», частотного преобразователя «Частер» «Нефтяная электронная компания» п.г.т. Полазна), СУ «АЛСУ» производства ОАО «Алнас».

Также возможно применение станций управления со встроенным оборудованием регулирования частоты вращения электродвигателя импортного производства фирм REDA. Centrilift. ESP.

Для условий Павловского месторождения нефти рекомендуется проведение промысловых испытаний УЭЦН с приводом от электроцентробежного насоса на основе вентильного двигателя.

Цель данной разработки – создание установки, которая обладает меньшими размерами, большей производительностью и позволяет эффективно воздействовать на параметры соотношения насос – скважина без подъема установки за счет рагулирования частоты вращения электродвигателя.

Особенности установки с приводом от вентильного двигателя.

• Меньшая в 2-3 раза длина, чем у УЭЦН с приводом от асинхронных двигателей. Это обусловливает меньшую материалоемкость, резко снижает количество запасных частей, требующихся для проведения капитальных и текущих ремонтов, короткие установки более удобны в эксплуатации при сложной геометрии ствола скважины.

• Высокий КПД двигателя (92% против 85% серийных УЭЦН) за счет использования пакетов ротора с постоянными магнитами.

• Возможность плавно регулировать частоту вращения вала от 0 до 6000 об/мин и, следовательно, производительность установки.

Внедрение установок на основе вентильного двигателя в перспективе позволит добиться значительного экономического эффекта.

Во-первых, за счет существенного увеличения КПД установки экономится электроэнергия.

Во-вторых, при запуске, выводе на режим и эксплуатации оборудования часто возникает задача регулирования меняющихся параметров системы насос-скважина. Вентильный двигатель позволяет, регулируя производительность УЭЦН, оперативно реагировать на изменение величин дебита, динамического уровня и поддерживать работу УЭЦН практически без остановки с постоянно оптимальным КПД и в перспективе автоматизировать этот процесс. В этой ситуации для УЭЦН с «обычным» асинхронным двигателем потребуются различные действия (штуцирование, изменение глубины подвески и т.п.), которые не всегда положительно влияют на КПД установки и в итоге приводят к большому износу оборудования, повышенному расходу электроэнергии, а при достаточно больших отклонениях параметров оборудования и скважины, установку приходится поднимать. Отсюда затраты: стоимость монтажа-демонтажа, потери при простое скважины, стоимость другого оборудования и т.д. Применение вариаторов частоты оборотов для асинхронных двигателей также потребует дополнительных затрат.

В настоящее время установки проходят заводские и промысловые испытания. Ведется активная подготовка серийного производства на ОАО «Алнас». Для управления приводом УЭЦН на основе вентильного двигателя рекомендуется применение станций управления типа «АЛСУ» производства ОАО «Алнас».

По состоянию на 05.2004 года на Павловском месторождении находится в эксплуатации 24 газовых скважины (рис. 6.1.1) эксплуатирующих пласт С_2vr. Для условий газовой залежи Павлолвского месторождения оборудование и технология эксплуатации газовых скважин аналогичны технологии эксплуатации фонтанирующих и газлифтных нефтяных скважин.

Для эксплуатации газовых скважин Павловского месторождения рекомендуется фонтанная арматура, рассчитанная на давление 21 МПа тройникового типа. Исходя из того, что скорость газожидкостной смеси в проходных каналах арматуры не более 5-10 м/с, рекомендуется использовать фонтанную арматуру с условным проходом 65 мм. Статическое давление составляет 11-14,5 МПа. Этим техническим параметрам соответствуют фонтанные арматуры (ближайший типоряд) типа АФК 65х21. При эксплуатации месторождений, содержащих агрессивные компоненты, оборудование подвергается интенсивной коррозии. Поэтому в конструкциях скважин необходимо предусматривать надежную подачу газа при заданных технологических режимах эксплуатации, защиту от коррозии и возможности аварийного фонтанирования.

Опыт разработки месторождений, в газах которых содержится сероводород и углекислый газ, показывает, что можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают НКТ. Башмак НКТ целесообразно устанавливать на уровне нижних перфорационных отверстий, что предотвращает образование жидкостных пробок. В ином случае забойные пробки, перекрывая нижние продуктивные интервалы, вызывают снижение дебитов скважин, избирательное дренирование, а значит и преждевременное обводнение эксплуатационных скважин. Затрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой.

В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны, входящие в комплекс скважинного подземного оборудования КПГ и КПП. (рис.6.1.2)

Комплекс скважинного оборудования предназначен для автоматического закрытия скважины в случае разгерметизации устья скважины и фонтанных труб и аварийного увеличения дебита скважины. В комплекс входят пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и приспособления, а также инструмент для спуска и установки скважинного оборудования.

Комплекс скважинного оборудования типа КПГ, так же, как НКТ, и наземное устьевое оборудование должен быть в коррозионно-стойком исполнении.