ЛЕКЦИЯ №12. Выбор способа эксплуатации скважин.

Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.

Способ добычи нефти выбирался на ограниченный срок и, самое главное уже после установления и обчета всех гидродинамических параметров проекта, т.е. этому элементу отводилась второстепенная роль. В результате нередко выбор способа эксплуатации на практике приобретал случайный характер и в лучшем случае основывался на текущей характеристике скважин, которая, как известно, существенно меняется с течением времени. Отсюда, как следствие, на старых месторождениях наблюдались частые смены способов эксплуатации, например ЭЦНУ на ШСНУ или, наоборот, ШСНУ на газлифт и т.д., производимые без согласования с параметрами применяемой системы разработки залежи.

На новой концепции способ эксплуатации скважин должен рассматриваться наравне с другими параметрами как один из факторов, определяющих варианты системы разработки месторождения. Кроме того, при применении некоторых способов добывные возможности скважин существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Таким образом, способы эксплуатации скважин должны быть тесно увязаны с другими элементами проекта разработки. Отсутствие такой увязки приводит к весьма нежелательным последствиям (излишним затратам средств на оптимальное первоначальное обустройство, сопровождающееся ломкой ранее принятой системы) либо к задержке темпов освоения месторождения. Конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутрипромысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных – к резкому уменьшению КПД подъемника. Необходимо, во первых, способы добычи нефти следует выбирать на весь период разработки, во-вторых, надо стремиться к тому, чтобы в послефонтанный период применять лишь один механизированный способ эксплуатации скважин. При необходимости смену послефонтанных механизированных способов добычи нефти надо согласовывать со средними сроками фактической амортизации основного эксплуатационного оборудования заменяемого способа.

Учет способа добычи нефти при составлении вариантов системы разработки усложняет процесс проектирования из-за существенного увеличения числа вариантов, подлежащих рассмотрению. Зато такой порядок составления проекта гарантирует от грубых ошибок и в конечном счете экономичен в народнохозяйственном отношении.

Особо нужно отметить тесную взаимосвязь между способом добычи нефти и интенсивностью воздействия на пласт. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и следовательно регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. В некоторых работах подробно показано, что для насосных способов существует тесная зависимость производительности, надежности, КПД и экономичности от высоты подъема жидкости, а для газлифтных способов – от относительного погружения подъемных труб. В связи с этим приобретает особое значение детальное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов различной интенсивности заводнения в сочетании с применением разных способов эксплуатации скважин или же в пределах возможностей одного способа, наилучшим образом отвечающего другим условиям работы скважин.

Таким образом, выбор добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин – основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.

Основные положения при выборе способа эксплуатации скважин сводятся к следующему:

1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и относительно низкие эксплуатационные расходы в течение «жизни» скважин.

2. Показатели эксплуатации скважин различными способами следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.

3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.

4. Ограничения, существующие на момент выбора способа, касающиеся техники , технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.

Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи.

1) Штанговый глубинный насос (ШГН);

2) Штанговый винтовой насос (ШВН);

3) Электропогружной центробежный насос (ЭЦН);

4) Диафрагменный насос (ДФ);

5) Гидропогружной насос (ГПН);

6) Струйный насос (СН);

7) Непрерывный газлифт (НГЛ);

8) Периодический газлифт (ПРГЛ);

9) Плунжерный газлифт (ПГЛ).


Таблица 5- Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.

Показатели Способ эксплуатации
ШГН ШВН ЭЦН ГПН СН НГЛ ПРГЛ
Капитальные вложения Низкие, увеличиваются с глубиной и производительностью Низкие, увеличиваются с ростом мощности Соизмеримы с ШГНУ. Сни-жаются при групповой системе, но последняя осложняет технологию Соизмеримы с ЭЦН, увеличи-ваются с ростом мощности Снижаются за счет централизованной добычи, растут за счет сооружения компрессорных станций.
Подземное оборудование Характеризуется многообразием Многообразно. Трудности с подбором эластомера для статора Многообразие типоразмеров. Усложнение конструкции за счет кабеля. Многообразие типоразмеров. Вторая колонна НКТ. Подъем и спуск насоса без СПО с НКТ. Возможны механические примеси. Отсутствие движущихся деталей, долговечность, простота ремонта. Простота установки ГК, применение канатной техники для СПО со скважинным оборудованием Применяют забойный клапан и камеру замещения.
Коэффициент полезного действия КПД=50-60% при Кп=0,8¸1 50-70% 50% для высокопродуктивных скважин, уменьшается при Qж£160 м3/сут 30-40% при Г>17 м3/м3, тенденция к уменьшению 30% зависит от рабочего давления силовой жидкости и погружения насоса 20%, увеличивается при уменьше-нии дебита, газового фактора и обводненности жидкости 5-10% увеличивается за счет применения плунжера
Возможность регулирования Простая- изменением S, dH , n Ограничена – изменением n ротора Ограничена – требуется точный подбор Хорошая– изменением Рр, Qс.ж., выбором соответст-вующего насоса   Отличная – изменением Рр, Qс.ж., подбор сопла Отличная –изменением Vг, диаметр НКТ Хорошая –изменением Vг,

Продолжение таблицы 5

Показатели Способ эксплуатации
ШГН ШВН ЭЦН ГПН СН НГЛ ПРГЛ
Проблемы Утечки через сальники Повреждение эластомера-заклинивание через сальник Требуется большой диапазон мощности Содержание механических примесей не более 1,5% диаметром не более 15мкм; смазка для воды утечка в силовом насосе Механические примеси до 2 % диаметром до 25 мкм Надежный компрессор с Кэ>0,35, осушка газа Замер и регулирование Vг,  
Эксплуатационные затраты Низкие до Нн=2250м и Qж<64 м3/сут Низкие, зависят от долговечности статора Растут при снижении МРП, относительно велики при большой Nэд Растут при снижении МПР, выше, чем у ШГН Высокие, с учетом потребляемой мощности, растут при снижении МРП Низкие, зависят от стоимости компрессора и Vг,  
Надежность Отличная, при наличии осложнений снижается Хорошая при надежном эластомере Зависит от температуры и качественного подбора насоса к скважине Хорошая при надежном контроле работы системы Хорошая при правильном подборе сопла и диффузора и Рс.н.<28 МПа Отличная при правильно спроектированной системе: оптимальное значение Vг и Рр
Условия эксплуатации (ограничения) Диаметр обсад-ной колонны не менее 140мм, Нсп<2300м при Qж<80 м3/сут и Нсп£4560м при Qж£2,5 м3/сут   Диаметр обсадной колонны не менее 140мм и глубина подвески менее 1500м Ограничение Nдв, температуры, Dо.к.<300мм, Нсп<3000м Dо.к >200мм при паралелном спуске, Рс.н.<35 МПа, Нсп£5200м Нсп до 6100м, остальное как для ЭЦН При Qж>160 м3/сут, Dо.к.>178мм, dн>89мм, Рр>10 МПа, Нсп£3050м Уровень жидкости в скважине больше 3000м
                           

Продолжение таблицы 5

Показатели Способ эксплуатации
ШГН ШВН ЭЦН ГПН СН НГЛ ПРГЛ
Условия на приеме насоса Рпр>0,35 ¸0,7МПа Рпр <0,7МПа Рпр=1,75МПа, bг<5% Рпр <0,7МПа Рпр>2,3МПа при Нсп=1500м DРпр=0,7МПа, на 305м при Нсп=3000м Рпр>7МПа Рпр>1,75МПа при Нсп=3000м, условия улучшаются при использовании камеры замещения
Глубина использова-ния установки Нсп до 2300м при Qж<80 м3/сут, Нсп£4560м при Qж£2,5 м3/сут Нсп£1500м Нсп£3000м Нсп£5200м при Рс.н.<35 МПа Нсп£6100м Нсп£3050м при dн=73мм, Г>170м3/м3, Ру=10МПа, Qж<160 м3/сут, Нсп>3000м при Нур>3000м
Высокий дебит Удовлетворительно- Qmax=640 м3/сут при Нсп =300м и Qж=160 м3/сут при Нсп =1500м Возможно при Qж=320м3/сут и Нсп=610м при Qж=32м3/сут и Нсп=1500м Отлично при Qж=640м3/сут и Нсп=1200м. Требуется увеличение мощности системы Хорошо при Qж=480м3/сут и Нсп=1200м, Qж=160м3/сут и Нсп=3050м при Рс.н.=24,5МПа, Отлично при требуемой мощности Qmax=240м3/сут Отлично при Qж<800¸1600м3/сут при Рпр=10МПа, Г=170м3/м3 Плохо - Q=32м3/сут
Малый дебит Отлично с Qж=160 м3/сут Плохо-низкий КПД при Qж=64м3/сут Удовлетворительно при Qж=16¸48 м3/сут с глубины 1200-1300м. Возможен Qж=12 м3/сут при Нсп =3600м   Удовлетворительно при Qmin=32м3/сут при Нсп =1200м Удовлетворительно при Qmin=32м3/сут Хорошо при Qmin=48м3/сут

Результирующие показатели приведены в таблице 5. Следует учесть, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы.

Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, а другая –только для некоторых из них.

Осн.:6[38-47]

Контрольные вопросы:

1. К чему сводятся основные положения при выборе способа эксплуатации скважин?

2. С чем взаимосвязан способ добычи нефти?

3. Что зависит от правильного выбора способа эксплуатации скважин?

4. При какой насосной установке КПД высокий?

5. Каковы условия на приеме насоса при его работе?