2.3. Обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

Большое разнообразие условий работы добывающих скважин (интервал температур от 25 до 200^оС, интервал дебитов по жидкости от 15 до 150 м³/сут) диктует необходимость применения широкого спектра насосов для их эксплуатации.

В нижеследующей таблице дана структура применяемых насосов по действующему фонду скважин на 01.01.2003 г.

Таблица 2.1.

Тип насосов	ЭВН-25	ЭВН-100	ЭВН-16	ЭЦН-80	ЭЦН-50	ЭЦН-125	НСН	REDA	винт. с поверх. приводом	всего
общее ко-личество	329	30	11	52	18	9	6	5	23	483

Таким образом, 78 % всего фонда скважин оборудовано насосами ЭВН, в основном ЭВН-25-1000. Средняя наработка на отказ насосов ЭВН-25 - 211 суток, ЭВН-100 - 282 суток. По мере повышения обводненности и снижения вязкости нефти все более широкое применение получают насосы ЭЦН, наработка на отказ которых в среднем составляет 238 суток.

В последнее время начато освоение винтовых насосов с верхним приводом, преимуществом которых является термостойкость и возможность легко регулировать производительность. Поэтому эти насосы применяются в скважинах с нестабильной продуктивностью. Однако эти насосы часто выходят из строя, их наработка на отказ составляет всего около 70 суток.

На скважинах с повышенной температурой наилучшим образом себя зарекомендовали глубинные штанговые насосы, имеющие наибольшую термостойкость и позволяющие регулировать отбор жидкости в широких пределах.

На участках теплового воздействия доля насосов ЭВН будет уменьшаться. Одновременно, по мере увеличения количества реагирующих скважин, будет возрастать число насосов ЭЦН-80, ЭЦН-125 и НСН-68.

Проблема эксплуатации высокодебитных скважин с температурой добываемой жидкости свыше 130^оС в настоящее время остается актуальной. Необходимы насосы, рассчитанные на температуру до 200^оС с производительностью до 150-200 м³/сут.

3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОПОСТОВЛЯЕМЫХ ВАРИАНТОВ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ УСИСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

Оценка экономической эффективности инвестиций в разработку нефтяного Усинского месторождения с применением паронефтяного воздействия осуществлялась по трем технологическим вариантам, отличающихся динамикой ввода в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, парогенераторов и других элементов обустройства, динамикой добычи нефти и жидкости, накопленной добычей, динамикой закачки рабочих агентов и другими технико-технологическими показателями.

По первому варианту разработки предусматривается продолжать разбуривание пермо-карбоновой залежи месторождения в течение 38 лет. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1467) в 2037 году, а затем постепенно уменьшается до 116 в 2071 году. Фонд работающих парогенераторов также увеличивается до 143 в 2033-2034 г.г., а затем снижается. Предусматривается замена парогенераторов, отслуживших предусмотренные нормативами сроки. Добыча нефти с применением термических методов воздействия постепенно возрастает и в 2014г. составляет 100% добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 73 года эксплуатации составит немногим более 241 млн.т. коэффициент конечного нефтеизвлечения в последнем году эксплуатации равен 0,328, обводненность продукции скважин – 96,8%. За срок разработки будет закачано в пласт порядка 628 млн. куб. м пара и 631 млн. куб. м холодной воды.

Второй вариант предусматривает освоение объекта более высокими темпами по сравнению с первым. По этому варианту предполагается разбуривание пермо-карбоновой залежи месторождения в течение 31 года. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1481) в 2028 году, а затем постепенно уменьшается до 104 в 2066 году. Фонд работающих парогенераторов увеличивается до 166 в 2030г., а затем снижается. Как и в первом варианте. Предусматривается замена физически изношенных парогенераторов. Добыча нефти с применением термических методов воздействия постепенно возрастает и в 2014г. составляет 100% добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 68 лет эксплуатации составит немногим более 240 млн.т. коэффициент кончного нефтеизвлечения в последнем году эксплуатации равен 0,327, обводненность продукции скважин – 97%. За срок разработки будет закачано в пласт порядка 628 млн. куб. м пара и 633 млн. куб. м холодной воды.

Самыми высокими темпами освоения пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения характеризуется третий вариант. Согласно этому варианту разбуривание объекта добывающими и нагнетательными скважинами будет продолжаться 25 лет. Фонд действующих добывающих скважин достигает своего максимального значения (1583) в 2024-2025 г.г., а затем постепенно уменьшается до 105 в 2060 году. Фонд работающих парогенераторов увеличивается до 201 в 2021г., а затем снижается. Как и в первых двух вариантах предполагается замена изношенных парогенераторов. Добыча нефти с применением паротеплового воздействия нарастает более высокими темпами и в 2014г. составляет 100% добычи по залежи. Накопленная добыча нефти за 62 года эксплуатации составит немногим более 242 млн.т. коэффициент конечного нефтеизвлечения в последнем году эксплуатации равен 0,33, обводненность продукции скважин – 97%. За срок разработки будет закачано в пласт порядка 630 млн. куб. м пара и 633 млн. куб. м холодной воды. Этот вариант характеризуется более высокой среднегодовой добычей по сравнению с ранее рассмотренными (табл. 3.1.).

Таблица 3.1.

Основные технико-экономические показатели разработки пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения.

ПОКАЗАТЕЛИ	ВАРИАНТЫ
	1	2	3
1. Проектный срок разработки, годы	73	68	62
2. Проектный срок разбуривания, годы	38	31	25
3. Фонд действующих добывающих скважин (максимальный), скв.	1467	1481	1583
4. Фонд действующих парогенераторов, един	143	166	201
5. Накопленная добыча нефти за проектный Срок разработки, млн. т.	241	240	242
6. Закачка рабочих агентов в пласт, млн. м3
пара	628	628	630
холодной воды	631	633	633
7. Коэффициент конечного нефтеизвлечения, доли ед.	0,328	0,327	0,33
8. Обводненность продукции скважин, %	96,8	97	97

Дополнительные капитальные вложения по всем технологическим вариантам связаны со строительством и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин, стационарных и мобильных парогенераторов, водоводов и прочих элементов основных фондов добывающего предприятия, формирующих производственную структуру нефтедобычи с использованием паротеплового воздействия на залежь.

Следует особо подчеркнуть нетрадиционную динамику капитальных вложений по всем рассматриваемым технологическим вариантам разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, обусловленную прежде всего динамикой ввода добывающих и нагнетательных скважин в эксплуатацию. В данном случае по первому варианту основные объемы буровых работ приходятся на период с 15-го по 38-ой год разработки, по второму – с 12-го по 30-ый год. По третьему с 10-го по 25-ый год. Эта и связанные с ней другие особенности настоящего проекта вызывают необходимость изменения некоторых методических подходов к экономической оценке эффективности предложенных вариантов разработки месторождения.