1327

Ивановский В.Н., Даришсв В.И., Николаев Н.М., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С .С Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 т. - М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - Т. 1.-304 с.

ISBN 5-88595-085-7

Целью настоящего издания является ознакомление инженерно-технических работни­ ков нефтегазового комплекса с современным оборудованием для добычи нефти и газа и с основными областями применения разных видов оборудования.

Издание состоит из двух томов. В первом томе содержатся сведения о нефтепромы­ словых трубах, пакерах, оборудовании для освоения нефтяных и газовых скважин и очи­ стки призабойной зоны пласта, фонтанной и газлифтной эксплуатации.

Приведены конструкции и параметры оборудования, применяемого при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, для подъема жидкости из сква­ жин, воздействия на пласт, текущего и капитального ремонта скважин, сбора и подготов­ ки нефти и газа к транспортированию. Даны рекомендации по выбору типов оборудова­ ния и методам расчета ею параметров. Описаны принципы выбора машин и механизмов для определенного технологического процесса по его параметрам.

Во втором томе дано описание скважинных штанговых и бесштанговых насосных ус­ тановок для добычи нефти, оборудования, предназначенного для интенсификации добы­ чи нефти, проведения подземных ремонтов, оборудования для сбора и подготовки про­ дукции скважины.

Книга является справочным пособием для инженерно-технических работников неф­ тяной и газовой промышленности, сотрудников машиностроительных организаций, сту­ дентов вузов, обучающихся по специальностям “Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности'’, “Технология и комплексная механизация разработки нефтя­ ных и газовых месторождений”

Авторы выражают глубокую признательность всем, чьи работы в области создания и эксплуатации нсфтсгазолромыслового оборудования позволили написать настоящую книгу.

Табл. 63, 153 ил. библиогр.. 23 наз|1

Рецензенты:

Научно-инженерный центр Нефтяной компании “ЛУКойл”

ISBN 5-88595-085-7

2503010400 - 4893

О-------------------------- без объявления

Л0204309 - 2001

€> Коллектив авторов, 2001

(О ОАО “ВНИИОЭНГ", 2001

4.4.Расчет установок непрерывного газлифта. Использование кривых динамиче­ ского и статическою градиентов давления для расчета расстановки клапанов.. J 68

4.5.Расчет газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от

Преподавателям, сотрудникам и выпускникам

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

ПОСВЯЩАЕТСЯ

ВВЕДЕНИЕ

Огромная территория, часто называемая просто Западная Сибирь, на которой расположено большое количество нефтяных и газовых место­ рождений, имеет настолько различные природно-климатические и гео­ лого-технические условия, что, рассматривая их, можно сказать, что делаешь анализ всемирной ситуации в нефтяной промышленности. Центральная часть Западно-Сибирской нефтяной провинции - Нижневар­ товский, Сургутский районы - характеризуются достаточно “легкими” нефтями, средними глубинами добывающих скважин, резко континен­ тальным климатом с холодными зимами и жарким летом. Многие при­ полярные и заполярные месторождения нефти, конденсата и газа кроме осложнений из-за сурового климата характеризуются большими глуби­ нами расположения продуктивных горизонтов, высокой вязкостью нефти. Заболоченность территории, наличие огромных озер и больших природоохранных территорий приводят к необходимости кустового бурения скважин, что приближает процессы бурения и добычи нефти и газа к проведению подобных работ на море.

Для современного периода развития нефтяной промышленности Рос­ сии характерно вступление в стадию падающей добычи. Многие крупные месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основной объем до­ бычи нефти в стране, характеризуются сегодня высокой степенью выра­ ботанности запасов и интенсивным ростом обводненности продукции.

Впоследние годы процесс падения добычи нефти приобрел лавино­ образный характер. Так, за период 1988-1995 гг. годовые объемы до­ бычи нефти снизились более чем на 200 млн т, постоянно растет число простаивающих скважин.

Внефтяной отрасли в целом сложилась неблагоприятная геологотехнологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35 %. В то же вре­ мя на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пла­ сты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Во многих нефтега­ зодобывающих регионах доля 'грудноизвлекаемых запасов нефти еще выше, например в ТПГ1 “Лангепаснефтегаз” ООО “ЛУКойл - Западная Сибирь” до 95 % всех запасов отнесены к трудноизвлекаемым.

Трудноизвлекаемые запасы при традиционной технологии разработ­ ки месторождений характеризуются очень низкими значениями коэф­ фициента нефтеотдачи (приведены ниже):

Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое сни­ жение средних дебитов добывающих скважин.

Под влиянием ухудшающейся структуры запасов происходит также рост капиталоемкости и трудоемкости добычи нефти (рис. I).

На основании приведенных оценок в работе рекомендуется в каче­ стве приоритетных направлений освоения трудноизвлекаемых запасов нефти рассматривать проблемы освоения низкопроницаемых пластов и ресурсов остаточных нефтей. Их успешная разработка обеспечит эф­ фективное освоение около половины промышленных запасов нефти.

Повышение эффективности освоения низкопроницаемых пластов по­ зволит вовлечь в разработку несколько миллиардов тонн промышлен­ ных запасов нефти.

Наряду с вышесказанным, наблюдается тенденция перемещения ос­ новных нефтедобывающих районов все дальше на северо-восток, в рай­ оны с суровыми климатическими условиями, удаленные от промышлен­ ных центров с развитой инфраструктурой. Неблагоприятные природно­ географические и геолого-физические условия месторождений Западной Сибири обусловливают повышенную частоту технико-эксплуатационных осложнений в скважинах, повышенную трудоемкость различных видов подземных работ, что, как следствие, ведет к удорожанию стоимости добычи нефти. В частности, существенно возрастают:

-затраты на доставку и хранение оборудования и материалов, строительство баз обслуживания;

-расходы на “северное” исполнение материалов, агрегатов и конст­ рукций;

-районные надбавки к оплате работникам;

-нормы на технологические операции.

Следует отметить, что месторождения, открытые до 70-х гг. в ре­ зультате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обвод­ ненность продукции этих месторождений достигла 80...90 % и более. На ряде месторождений эксплуатация сопровождается отложением со­ лей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температу­ ра пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давле­ ния насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в Западной Сибири имеется значительное число низколродуктивных месторожде­ ний, разбросанных на большой территории. Их отличительными осо­ бенностями являются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость неф­ ти. Из общего числа месторождений, открытых в Западно-Сибирском регионе, более 30 % являются мелкими (с извлекаемыми запасами неф­ ти от 5 до J0 млн т). Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требу­ ет значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн т обходится в 10...50 раз дороже, чем из месторождений с запа­ сами в 10 млн т.

Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа сква­ жин и глубины бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно возрастают затраты на их ре­ монт. Так, в 1993 г. средние затраты на текущий ремонт нефтяной сква­

жины составили 2257 тыс. р. по РФ и 1344 тыс. р. по Тюменской области, а уже в 1994 г. они составили 6099 тыс. р. по РФ и 4700 тыс. р. по Тюмен­ ской области, т. е. затраты на ПРС выросли в 2,7 раза при уменьшении фонда скважин в 1,1 раза, что показывает необходимость повышения надежности работы внутрискважинного оборудования.

Увеличение средней глубины скважин также повышает продолжи­ тельность, трудоемкость и стоимость ремонта скважин.

Практически все скважины в Западной Сибири бурятся со значи­ тельными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость строительства скважин» Так, внедрение батарей­ но-кустового метода бурения скважин в Тюменском регионе позволило по сравнению с равномерным расположением скважин на площади со­ кратить протяженность подъездных дорог к скважинам в среднем с 10 до 2 км, потребность в обустроенных вертолетных площадках в 5 раз, длину трубопроводов на 1,5...2 км на скважину. Отклонение забоя от точки начала бурения достигает 1200 м по горизонтали, а угол наклона скважины 40...50° Средняя кривизна ствола скважин для месторож­ дений Западной Сибири составляет 23...27° Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуатация наклонно направленных скважин приводит к значительному сокращению наработки на отказ и межре­ монтного периода (МРП):

Одним из эффективных путей улучшения технико-экономических показателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, сле­ довательно, сокращение числа скважин. Например, для месторождений севера Тюменской области на сооружение скважин приходится 20...25 % капитальных вложений и 30...34 % металлозатраг. Одним из способов повышения средних дебитов является бурение так называемых гори­ зонтальных скважин. Проводка таких скважин позволяет в 3...20 раз увеличить отборы на скважину и вести разработку значительно мень­ шим числом скважин. Наибольший эффект достигается при добыче нефти с помощью горизонтальных скважин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллекторах. Однако при планировании бу­ рения горизонтальных скважин необходимо заблаговременно опреде­

лить типоразмеры оборудования для подъема нефти и способы прове­ дения работ по освоению и подземному ремонту скважин.

В Западно-Сибирском регионе, как и по стране в целом, наблюдает­ ся снижение среднего дебита скважин. По данным Миннефтепрома

СССР среднесуточный дебит скважин с 1975 по 1988 г. уменьшился на 43 %. В работе [6] приведены данные по изменению среднесуточного дебита в Тюменском нефтяном регионе, а также распределение сква­ жин по дебитам на 1994 г. Из анализа этих работ видно, что около 59 % всех скважин имели дебит менее 50 м'Усут. В 1998 г. среднесуточный дебит скважин в Нижневартовском районе снизился до 8 т/сут. Сниже­ ние среднесуточного дебита скважин в Нижневартовском районе Тю­ менской области приведено ниже.

Дебит скважин и в настоящее время имеет тенденцию к дальнейше­ му снижению.

В связи со сложившейся ситуацией дальнейшая эксплуатация неф­ тяных и газовых месторождений Западной Сибири может быть рента­ бельной только в случае экономически и технически обоснованного выбора как способов освоения, эксплуатации и ремонта скважин, так и правильного применения нефтегазопромыслового оборудования. Эта задача в последнее время осложняется не только усложнением условий эксплуатации месторождений, но и огромной номенклатурой выпус­ каемого отечественными и зарубежными фирмами оборудования.

Классификация оборудования, применяемого при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых месторождений включа­ ет большой перечень работ, начиная от освоения эксплуатационных скважин, законченных бурением, и вплоть до подготовки, замера и вы­ дачи продукции (нефти и газа) на транспортирование к потребителю.

К основным работам можно отнести процессы по освоению сква­ жин, выводу их на заданный технологический режим эксплуатации, отбору продукции из скважин; работы по поддержанию основных па­ раметров режима эксплуатации воздействием на призабойную зону пласта и на весь пласт в целом; разнообразные ремонтные работы на скважине и в промысловых мастерских; сбор продукции скважин

(нефть, газ, вода); разделение смеси на ее составляющие; доведение до товарных параметров нефти и газа и передачу их на транспортирова­ ние. Вода должна быть подготовлена к использованию в процессе экс­ плуатации месторождения или захоронению с обеспечением условий охраны окружающей среды.

При всех этих многочисленных, принципиально разных процессах значительно различаются и параметры каждого из отдельных процес­ сов, будь то, например, отбор продукции из скважин, ремонтные рабо­ ты или какая-то другая работа. На выполнение некоторых из этих работ большое влияние оказывают климатические условия. Для их выполне­ ния необходимо весьма разнообразное оборудование.

По технологическому назначению оборудование можно разделить на 7 основных групп. В каждую из этих групп входит универсальное оборудование: трубы, двигатели, оборудование ствола скважины, пере­ данной в эксплуатацию после бурения, и т. д. Назначение этого обору­ дования при его использовании в разных группах различно, хотя прин­ цип работы и основные элементы его конструкции остаются неизмен­ ными. Поэтому это оборудование выделено в отдельную группу.

Таким образом, классификация оборудования, применяемого при экс­ плуатации месторождения, включает следующие группы и подгруппы:

I.Универсальное оборудование, применяемое при различных эксплуа­ тационных работах:

1.Оборудование ствола и устья скважины, законченной бурением;

2.Трубы;

3.Приводы;

4.Скважинные уплотнители (пакеры).

II.Оборудование для освоения скважин и очистки призабойной зоны пласта:

1.Насосные агрегаты для подачи жидкости в скважины в процессе освоения;

2. Компрессорные агрегаты для подачи газа или воздуха в скважины в процессе освоения;

3.Оборудование для свабирования и желонирования скважин;

4.Оборудование для проведения операций по очистке призабойной зоны пласта.

III.Оборудование для подъема продукции пластов из скважин:

1.Для фонтанной эксплуатации скважин;

2.Для газлифтной эксплуатации скважин (компрессорный и бескомлрессорный способы);

3.Для насосной эксплуатации скважин установками бесштанговых насосов;