17. Применение электропогружных насосов в морской нефтедобыче

Возрастающее число скважин с подводной механизированной добычей на базе элект­ропогружных насосов ESP во всем мире распространилось на отдаленные скважины и объекты с неблагоприятной окружающей средой. Широкое использование ESP стимулируется повышением их долговечности, надежности, сокра­щением затрат на установку и количества циклов технического обслуживания — плановых или иных. Развитие технологии ESP дает возможность связать с ЦТП обустроенного место­рождения скважины, пробуренные на других отделенных от ЦТП, структурах (разведочных) и на мелких новых месторождениях (эксплуатационные скважины с подводных закачиванием скважин), расположенных в пределах осваиваемого компанией ЛБ, что делает экономически целесообразной эксплуа­тацию граничных и отдаленных месторождений с небольшими извлекаемыми запасами.

К концу 2001 г. во всем мире было выполнено приблизительно 30 успешных подводных установок ESP. В каждом случае использовался шарнирный трубопровод Peda Production Systems (RPS) компании Schlumbergez. Ожидалась, что все большая часть из 800 завершен­ных бурением подводных скважин во всем мире (на конец 2000 г.), запланированных или в стадии строительства, будет оснащена ESP.

Основные причины, ограничивающие их использование: они имеют низкую долговечность; ESP предназначены только для скважин с высоким содержанием воды в нефти или высоким дебитом. При наличии газа в жидкости эффективность ESP ухудшается. Насос, в конечном счете, оказывается «заблокированным», не в состоянии обеспечить транспортировку, что приводило к преждевременному его износу и ограничению или потере дебита. Каждая из этих проблем была решена благодаря применению передовых технологий, в результате срок службы электропогружных насосов теперь составляет 2-3 года, увеличились масштабы их применения и эксплуатационная надежность. Например, подводный ESP, установленный на одной из скважин в Китайском море, проработал непрерывно почти четыре года.

Для глубоких скважин с высокими дебитами и малой обводненностью нужны мощные электродвигатели, защищенные редукторами, специально предназначенными для использования в погружных насосах. Была разработана усовершенствованная система для повышения эффективности работы ESP при откачке жидкости с высоким содержанием свободного газа - Advanced Gas handler (AGH). AGH может сделать скважину более экономичной, количество добываемой нефти может быть увеличено.

Расстояние от скважины до эксплуатационной платформы, в отличие от механизированной эксплуатации, для системы ESP не оказывает неблагоприятное воздействие на ее эффективность.

Подводная установка ESP оставалась технически нецелесообразной и были выполнены технологические усовершенствования, которые должны использоваться для подключения при применении кабелей, проложенных по морскому дну. Конструкция устьевой головки с приспособлением для ввода кабеля изменена таким образом, чтобы допустить выполнение последней стыковки в морской среде. Кабельная муфта устраняет необходимость «сухого» подключения на поверхности и, соответственно, надводной стыковки.

Для многих скважин ESP должны устанавливаться с самого начала, добывающие компании всегда стремятся к быстрому получению прибыли и максимального дебита. Успех насосной системы может иметь большое значение для многослойных продуктивных пластов в морских условиях. В подводных условиях необходимо осуществлять такие операции, как подводная перекачка для транспортирования УВ, укладка сетей электроснабжения. Во всех случаях требуются насосы, системы управления и передача электроэнергии.

Скважины-спутники, расположенные на удалении от центра месторождения, требуют повышенного давления насоса, чтобы транспортировать продукцию. Поскольку технология продолжает развиваться, скважины, пробуренные на удалении, будут располагаться все даль­ше от эксплуатационной платформы, что сделает малодебитные, краевые и отдаленные месторождения более экономичными для эксплуатации. В настоящее время самое большое удаление скважины составляет приблизительно 15 км, но наземные испытания проведены успешно при расстоянии 20 км.

Пока практический предел удаления еще неизвестен, но моделирование показывает, что ESP могут быть установлены в скважинах с удалением от эксплуатационной платформы до 40 км. Некоторые установки уже спроектированы с учетом такого удаления. Теперь глав­ным препятствием для подобного размещения скважин становятся электрические распре­делительные сети, но эта технология также развивается.

Создание долговечной и надежной системы электропогружных насосов с подводными трансформаторами, силовыми и управленческими кабелями позволяет обустроить малодебитные, краевые и отдаленные месторождения с приемлемыми экономическими показателями путем эксплуатации их кустами подводных, управляемых с ЦТП скважин и, вследствие увеличенных извлекаемых запасов, и таким образом уменьшить удельные капвложения и эксплуатационные расходы на добычу одной тонны/1000м³ нефти/газа, организовать временную эксплуатацию одной/группы разведочных скважин для оправдания расходов на разведку месторождения с запасами, недостаточными для обустройства в необходимом для промышленной разработки путем ввод; разведочной скважины в эксплуатацию с последующей (после падения устьевого давления ликвидацией/консервацией ее и демонтажем трубопровода и оборудования.

Применение высоконадежных, долговечных и мощных электропогружных насосов позволяет осуществить перевод нефтедобывающих скважин с фонтанного на механизированный способ вместо перевода их на традиционный в практике морской нефтедобычи газлифт; технико-технологические преимущества и экономическая эффективность применения насосов вместо газлифта, хотя и очевидны без установки на платформах технологического оборудования подготовки газа, газлифтной компрессорной станции на платформе, берегу, а также магистральных, распределительных внутрипромысловых газопроводов, но для подтверждения оптимальности альтернативного варианта, необходим сравнительный анализ показателей. Наличие таких насосов позволит также осуществить транспортировку пластовой продукции (с/без пластовой воды) до ЦТП/ берегового технологического комплекса под давлением на устье скважин с установкой на ВСП только сборного манифольда, блока продувки скважин и камер запуска средств очистки и диагностики подводных трубопроводов без фа­кельной системы при отсутствии постоянного сброса газа в атмосферу, но с сепаратором для сброса свободной воды, с оборудованием системы подготовки и нагнетания воды, при необходимости, для ППД.