1458

ВВЕДЕН ИЕ

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

Следствием ухудшения структуры запасов становится сниже­ ние средних дебитов добывающих скважин.

Другой особенностью является интенсификация добычи не­ фти за счет все более широкого применения методов повыше­ ния нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и ис­ пользования повышенной депрессии на пласт.

Следует отметить, что крупнейшие месторождения, откры­ тые в 60—70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуата­ ции значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80—90 % и более. На ряде месторожде­ ний добыча нефти сопровождается отложением солей, парафи­ нов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами яв­ ляются также и коррозионная активность среды, высокая тем­ пература пластовых жидкостей, большие значения газовых фак­ торов и давления насыщения, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низ­ копродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являют­ ся, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет

з

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 чис­ ла скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ремонт, что доказывает необходи­ мость повышения надежности работы внутрискважинного обо­ рудования.

Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во многих районах Западной Сибири откло­ нение забоя от точки начала бурения достигает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40—60 гра­ дусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождений 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-экономи­ ческих показателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сокращение числа скважин. Напри­ мер, для месторождений севера Тюменской области на сооруже­ ние скважин приходится 20—25 % капитальных вложений и 30— 34 % металлозатрат. Одним из способов повышения средних де­ битов является бурение так называемых горизонтальных сква­ жин. Проводка таких скважин позволяет в 3—20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести разработку значительно мень­ шим количеством скважин. Это особенно важно для месторож­ дений морского и шельфового типа. Наибольший эффект дос­ тигается при добыче нефти с помощью горизонтальных сква­ жин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллек­ торах.

В соответствии с изменением условий добычи нефти меняет­ ся 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 Феде­ рации [2].

Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин

Области применения различных видов нефтедобывающего оборудования основываются на теоретических расчетах рабочих параметров скважинных насосов и наземного оборудования, на основании данных, указанных российскими и зарубежными кон­ структорами для оптимального режима работы установок по до­ быче нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере из­ носа оборудования и ухудшения условий эксплуатации. Как толь­ ко условия эксплуатации усложняются, области экономически целесообразного применения различных способов могут суще­ ственно измениться.

Рис. 1. Области применения скважинных насосных установок для добычи нефти

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Традиционными и наиболее распространенными видами механизированной добычи нефти являются установки скважинных штанговых насосов (ШСН), которыми в странах СНГ оборудовано свыше 57 % общего фонда нефтяных сква­ жин. С точки зрения экономических возможностей ШСН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут ШСН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сутки, он может достигать максимального значения (37 %). Таким образом, ШСНУ хоро­ шо приспособлены для работы в условиях малого дебита сква­ жин, однако этот вид оборудования очень чувствителен к цело­ му ряду осложняющих факторов, среди которых одними из са­ мых весомых являются кривизна ствола скважины, обводнен­ ность продукции, наличие механических примесей. Непрерыв­ ное движение штанг вызывает усиленный износ штанговых муфт и, что особенно существенно, насосных труб. В результате мно­ гочисленных исследований установлена связь между нара­ боткой на отказ ШСН, интенсивностью искривления ство­ лов скважин и обводненностью продукции. Например, в усло­ виях ПО «Башнефть» при увеличении темпа набора кривизны с 2 до 4 градусов на 10 м и обводненности продукции с 20 до 90 % наработка ШСН снижается примерно в 2 раза.

В Российской Федерации среди бесштанговых насосов наи­ более распространенными являются установки центробежных насосов. Ими оборудовано свыше 35 % всего фонда скважин страны. ЭЦН имеют очень большой диапазон подач — от 10 до 1000 м3/сутки и более способны развивать напор до 3500 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют са­ мый высокий КПД среди всех механизированных способов до­ бычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного кон­ троля состояния, а также регулирования производительности ЭЦН существенно превосходит штанговые установки. Также ус­

насосов типа УЭДН. Эти насосы позволяют добывать нефть с высокими технико-экономическими показателями из так назы­ ваемых «песочных» скважин (с содержанием песка до 5 г/л), а также из скважин, продукция которых содержит агрессивные компоненты. Установка проста в монтаже и обслуживании. Опыт эксплуатации позволил конкретно оценить надежность диаф­ рагменных насосов в некоторых нефтяных регионах. Так, в ПО «Азнефть» МРП скважин, эксплуатируемых диафрагменными насосами, оказался в 2,4 раза больше, чем МРП тех же скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами. В ПО «Башнефть» МРП скважин, эксплуатируемых УЭДН, составил 440 суток. В ПО «Татнефть» на конец 1995 г. УЭДН было обору­ довано около 300 скважин, а их МРП составил 346 суток.

К недостаткам данного вида оборудования можно отнести очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м3/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м3/сут — всего 600 м.

Одним из перспективных видов оборудования, особенно для добычи нефти из наклонно-направленных скважин, являются гидроприводные насосы, у которых отсутствуют жесткие энер­ гопередающие связи. В настоящее время в России и за рубежом наибольшее распространение получили так называемые гидро­ поршневые установки, то есть такие установки, у которых сило­ вой привод (силовой насос) находится на поверхности, а рас­ пределительное устройство и рабочий орган спущены в скважи­ ну. Данный вид оборудования обеспечивает самые большие на­ поры (до 4000 м) и достаточно большие подачи (до 400 м3/сут) благодаря высокому числу ходов поршня, которое может превы­ шать 100 Ум||н. Максимальный КПД гидропоршневых насосов составляет около 32 % при подачах 60—80 м3/сут. Установки дан­ ного типа позволяют использовать групповой гидравлический привод (на несколько скважин), дают возможность плавно регу­ лировать подачу насоса без его остановки. Спускоподъемные операции полностью механизированы, а надежная герметиза­ ция устья скважины при смене погружного агрегата исключает загрязнение окружающей среды.

Кнедостаткам данного вида оборудования можно отнести:

1.При использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожароопасна.

2.Затруднена добыча нефти с высоким содержанием песка.

3.Гидропоршневые насосы плохо работают с газированной жидкостью.

4.Трудности в установлении постоянного режима в малоде­

битных скважинах.

5.Требуется спуск в скважину двух колонн НКТ и пакера (для установок с закрытой системой циркуляции).

6.Трудности при подготовке воды в качестве рабочей жидкости.

7.Проблема безопасности на поверхности при высоком дав­ лении нефти в системе силовой жидкости, так как при авариях происходят значительные ее утечки.

8.Высокая стоимость как погружного агрегата, так и назем­ ного оборудования.

Все это приводит к тому, что данный вид оборудования не рационально использовать для добычи нефти из одиночных ма­ лодебитных скважин. Такие установки используются для груп­ повой добычи нефти (8—16 скважин).

В настоящее время в России ведутся работы по совершен­ ствованию струйных насосов для добычи нефти. Имея более низкую стоимость, чем гидропоршневые, струйные насосы име­ ют сравнительно низкий КПД, который уменьшается с ростом напора и подачи. При малых дебитах КПД струйного насоса составляет порядка 21 %, а при дебитах более 250 м3/сут — сни­ жается до 18 %.

Кроме того, струйные насосы нужно заглублять под динамичес­ кий уровень до достижения давления на приеме, при котором от­ сутствует кавитация. В России разрабатывается и выпускается се­ рия струйных насосов с производительностью от 100 до 600 м3/сут.

Еще одним способом механизированной добычи нефти явля­ ется газлифт. Этот способ обеспечивает высокие отборы жидко­ сти. При малых отборах КПД газлифта незначителен, но при больших дебитах он достигает 30 %. К достоинствам газлифта относится гибкость регулирования подачи с помощью соотно­ шения объемов газа и жидкости, а также легкость перехода от непрерывного газлифта к периодическому или плунжерному по мере истощения скважины.

Обобщенные сведения о возможностях разных способов экс­ плуатации нефтяных скважин представлены в табл. 2.

ю