Скважинные насосные установки для добычи нефти

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С. Пекин С.С.

Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М ГУП Изд-во «Нефть и пи» РГУ нефти и газа им И М Губкина, 2002.

Введение

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российс­кой Федерации характерна неблагоп­риятная геолого-технологическая структу­ра запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) за­­па­сов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноизвле­каемых запа­сов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погру­женные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %.

Следствием ухудшения структуры запасов становится сниже­ние средних де­би­тов добывающих скважин.

Другой особенностью является интенсификация добычи не­фти за счет все более широкого применения методов повыше­ния нефтеотдачи пластов (напри­мер, гидроразрыва пласта) и ис­пользования повышенной депрессии на пласт.

Следует отметить, что крупнейшие месторождения, откры­тые в 60 — 70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуата­ции значительно истощились. Обво­дненность продукции этих месторождений достигла 80 — 90 % и более. На ряде месторожде­ний добыча нефти сопровождается отложением солей, па­ра­фи­нов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются так­же и коррозионная активность среды, высокая тем­пература пластовых жид­кос­тей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость неф­тей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное чис­ло низ­копродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой тер­ритории. Отличительной их особенностью являют, как правило, мно­­гоэтаж­ность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, вы­со­­кая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 — 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т [1].

Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ремонт, что до­ка­зывает необходи­мость повышения надежности работы внутрискважинного обо­рудования.

Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во мно­гих районах Западной Сибири откло­нение забоя от точки начала бурения дос­ти­гает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40 — 60 гра­дусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождении Западной Си­бири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуа­тация наклонно-направленных скважин приводит к значительному сок­ра­щению наработки на отказ и межремонтному периоду

Одним из эффективных путей улучшения технико-экономи­ческих по­ка­за­те­­лей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сок­­ра­щение числа скважин. Напри­мер, для месторождений севера Тюменской облас­­ти на сооруже­ние скважин приходится 20 — 25 % капитальных вложении и 30 — 34 % металозатрат. Одним из способов повышения средних дебитов являет­­ся бурение так называемых горизонтальных сква­жин. Проводка таких сква­­жин позволяет в 3 — 20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести раз­­работку значительно мень­шим количеством скважин. Это особенно важно для месторож­дений морского и шельфового типа. Наибольший аффект дос­ти­гает­­ся при добыче нефти с помощью горизонтальных сква­жин из маломощных тон­ких пластов и в трещиноватых коллек­торах.

В соответствии с изменением условии добычи нефти меняет­ся также и сте­пень распространенности различных способов ее добычи. В табл. 1. приведены дан­ные по распределению добычи нефти по способам эксплуатации в СССР и в Российской Феде­рации [2].

Таблица 1