3.3. Механизированная эксплуатация скважин

Предварительно был проделан анализ возможности применения в условиях месторождения различных способов механизированной эксплуатации. Рассмотрены кроме традиционных, широко распространенных в России способов – электроцентробежные (УЭЦН) и штанговые (ШГНУ) насосные установки а также газлифт – так и менее распространенные способы, как гидравлические - струйные (СНУ) и гидропоршневые (ГПНУ, насосы KOBE), винтовые (с погружными электродвигателями – УЭВНТ, а также с механическим приводом с поверхности - кавитационные, насосы Moineau) и диафрагменные (УЭДН) насосные установки (в скобках приводятся сокращенные и принятые в англоязычной литературе обозначения). Их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Насосные установки их сравнительные характеристики, применительно к свойствам продукции скважин, параметрам разработки и условиями обустройства

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ	ПРЕИМУЩЕСТВА	НЕДОСТАТКИ
1	2	3
Газлифт	Максимально широкий диапазон добывных возможностей (напор, дебит), гибкое регулирование, свободный доступ к пласту, дешевое скважинное оборудование, простота его смены канатным инструментом, любая кривизна скважин, работоспособен при высокой температуре, меньшая чувствительность к парафину, песку, коррозии, имеется большой опыт применения в России	Требуется источник рабочего агента (газа); дорогое наземное оборудование – трубопроводы; компрессорные станции; большие затраты энергии, особенно при высокой обводненности; неприменим при высоковязких нефтях.

Продолжение таблицы 3.2

1	2	3
Центробежные электронасосы, (УЭЦН)	Высокая эффективность, высокие добывные возможности – напор, подача, низкие затраты на монтаж наземного оборудования, самый распространенный способ мех. добычи в России, возможен контроль давления продукции на приеме насоса и температуры двигателя.	Высокая стоимость; небольшой срок службы при откачке абразивосодержащей продукции; для замены требуется ПРС; неприменим при высоких температуре, вязкости, чувствителен к содержанию песка, сероводорода и газа на приеме; требует ограничений по кривизне и наклону ствола скважины; ограниченные возможности регулирования; чрезвычайно сложен спуск приборов и инструментов ниже насоса
Штанговые насосы (ШГНУ)	Простота оборудования	Невысокие добывные возможности; высокий износ в искривленных скважинах.
Винтовые насосы с погружным электродвигателем (УЭВНТ)	Эффективен при откачке высоковязких нефтей, невысокая чувствительность к газу. УЭВНТ производятся и применяются в России	Ограничения по температуре, содержанию песка и H2S,
Диафрагменные насосы УЭДН	Эффективен при высоком содержании песка. УЭДН производятся и применяются в России	Ограничения по производительности и температуре.
Гидравлические насосы	Простота смены насоса без ПРС, нечувствительность к кривизне ствола и глубине установки, возможность управления свойствами продукции за счет смешения с соответствующей рабочей жидкостью – маловязкая нефть, горячая вода, растворы ингибиторов и деэмульгаторов	Незначительное распространение в России.
в том числе ГПНУ	Высокий напор насосов, гибкое регулирование подачи, высокая эффективность.	Высокая стоимость оборудования, чувствительность к содержанию газа,
в том числе СНУ	Меньшая чувствительность к содержанию газа и песка, менее дорогое оборудование	Ограниченный напор, повышенный расход энергии, менее широкие возможности регулирования

Высокие значения проектных дебитов оставляют для реального рассмотрения только два технически возможных способа - УЭЦН и газлифт. Хотя принципиально возможно также применение гидравлических насосных установок, особенно СНУ, однако, их специфические преимущества не будут использованы.

При проектных параметрах напор скважинных установок с учетом необходимости освоения скважин после КРС-ПРС не должен быть выше 500-600 м.

Поскольку Заказчиком принята при разработке месторождения концепция закачки попутного газа в газовую залежь, на площадке будут иметься значительные компрессорные мощности и большие ресурсы газа высокого давления. К моменту массового перехода скважин на механизированную эксплуатацию добыча нефти, попутного газа и, соответственно, объемы его закачки значительно снизятся, по сравнению с пиковыми значениями. Следовательно, высвободятся значительные компрессорные ресурсы. Это позволяет рекомендовать в качестве основного способа механизированной эксплуатации газлифт.

При этом также учитывалось, что газлифтные скважины требуют в несколько раз меньших затрат на подземный ремонт и имеют, по сравнению с насосными, значительно большие МРП, коэффициенты эксплуатации и использования фонда особенно в условиях Западной Сибири и Севера России.

Давление в системе закачки газа в пласт должно быть не менее 20 МПа, что существенно превышает необходимое давление для запуска газлифтных скважин даже без пусковых клапанов, а рабочие клапаны можно размещать максимально близко к забою, насколько это позволяет техническое состояние скважины. Поэтому в расчетах принято давление ввода газа в скважину 19 МПа.

Учитывая высказанные выше соображения, напор, который потребуется создать газлифтной системой в скважинах, будет небольшим, а удельный расход рабочего агента - невысоким. Для определения удельных расходов рабочего агента проделаны расчёты по методике ВНИИнефть на примере скважин объекта II. Следует иметь в виду, что в результате расчётов получается “чистый” удельный расход газа - при соблюдении в эксплуатации всех заложенных в расчет условий - пластовое, буферное и забойное давления, отсутствие отложений на стенках лифта, расположение пусковых и рабочего клапана и т.п.; реальный расход за счёт неизбежных отклонений обычно бывает выше на 20 - 30%.

Как показывают результаты расчётов (рис. 3.7), при обводнённости продукции 0.90, дебите порядка 400-700 м³/сутки и давлении рабочего агента на устье 19.0 МПа расчетная величина «рабочего» удельного расхода, будет порядка 22 ст.м³/м³, а при обводненности 0.80 - 13 ст.м³/м³.

Рис.3.7. Характеристики газлифта месторождение, Южно-Шапкинское, объект II-а, глубина 1920 м, лифт 114х7 мм, давление газа 19 МПа, давление на устье 1.5 МПа, забойное давление 18.5 МПа.

Глубина расположения рабочего клапана 1840 м по вертикали.

При организации эксплуатации месторождения следует с самого начала при заканчивании скважин спускать в них скважинные камеры (мандрели) и в начальный период, при освоении, если потребуется, использовать газлифт, как способ очистки призабойной зоны путем кратковременного создания высоких депрессий. В период фонтанной добычи в камерах должны стоять циркуляционные клапаны, заменяемые при переходе к газлифтной добыче пусковыми и рабочими с помощью канатного инструмента. Соответствующее оборудование выпускается фирмами “OTIS”, “CAMKO”, “BACKER” (США) и другими.

Качество рабочего агента, после подготовки на компрессорной станции в соответствии с параметрами, принятыми при закачке в пласт, вполне удовлетворяет требованиям газлифта.

Если допустимые ресурсы газа будут недостаточными и возникнет дефицит рабочего агента, вполне возможно применение установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Результаты предварительных расчетов по ППП “Спинакер” показывают, что возможно использование установок серии УЭЦНМ6, предназначенных для скважин с обсадной колонной диаметром не менее 168 мм (внутренний диаметр не менее 144 мм). Вследствие небольшой глубины залегания пластов и относительно высоких проектных забойных давлений глубины спуска насосов должны быть небольшими – до 1500 м и применение газосепаратора типа МНГ или аналогичных не предполагается.

В настоящее время номенклатура электроцентробежных насосов этой серии, выпускаемых предприятиями «Борец» и «Алнас» позволяет использовать их в скважинах с дебитами до 1250 м³/сут. Возможно также применение насосных установок серий 400, 540 зарубежных фирм – «REDA», «CENTRILIFT» а также «ESP» и «ODI», обладающих большей надежностью, что немаловажно в условиях месторождения.

В установках ЭЦН желательно, по крайней мере, на начальной стадии эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля за параметрами работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины. Такие установки выпускаются Российскими и зарубежными предприятиями по заказу.

Учитывая большую кривизну скважин, рекомендуется конструкция их с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм (65/8”) до глубины спуска установок. Для наиболее высокодебитных зон рекомендуются эксплуатационные колонны 7”.

Желательно, по крайней мере, на начальной стадии насосной эксплуатации, применение тиристорного регулятора частоты вращения с системой контроля параметров работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины, заранее известным недостаточно точно. Такие установки выпускаются Российскими предприятиями по заказу.

Термобарические условия в скважинах не предполагают осложнений при электронасосной эксплуатации, хотя может потребоваться использование кабельной линии повышенной теплостойкости, особенно, кабельных удлинителей.

Техническое обслуживание и ремонт электронасосного оборудования должны осуществляться с использованием существующей системой эксплуатации УЭЦН в регионе на хорошо оснащенных ЦБПО, где имеется опытный персонал.

Скважинное оборудование для газлифта должно включать:

• насосно-компрессорные трубы диаметром 89, 102 или 114 мм (ГОСТ 633-80) ,

• комплект пакера-отсекателя,

• скважинные камеры для пускового, рабочего, а также для циркуляционного и инжекционного клапанов,

• фонтанную арматуру на рабочее давление 35 МПа с проходом 100 мм по стволу и не менее 76 мм по боковым отводам с дистанционным гидравлическим управлением.

Материальное исполнение должно соответствовать наличию коррозионных агентов.

Для скважин, оборудованных электронасосами, рекомендуется применять следующее оборудование:

• устьевая арматура МАУС, производства ОАО «Тюменские моторостроители», отличающаяся принципиальной технической новизной и рядом преимуществ по сравнению с традиционно применяемой арматурой типа АФК;

• насосно-компрессорные трубы диаметром 73 и 89 мм (ГОСТ 633-80).

Материальное исполнение узлов насосных установок должно соответствовать условиям в скважинах по содержанию в продукции коррозионных и абразивных примесей.

Для уменьшения вредного влияния на призабойную зону пласта задавочной жидкости, используемой при подземных ремонтах, желательно применять под скважинным насосом пакер-отсекатель, перекрывающий ствол скважины при увеличении динамического давления над ним. Это обеспечит безопасность работы при подземном ремонте и быстрый вывод скважины на установившийся режим после ремонта.