Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx

Общеизвестно, что на эффективность механизированной добычи нефти существенное влияние оказывает степень обводненности продукции скважин, что было показано в расчетах для условий олигоцена и миоцена [100, 119]. В связи с усовершенствованием системы разработки фундамента отделом разработки НИПИморнефтегаз была уточнена прогнозная обводненность продукции скважин фундамента.

---

3.4 Опыт механизированной добычи нефти из месторождения «Белый Тигр»

Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти для условий месторождения «Белый Тигр» было (объекты олигоцен и миоцен) выполнено сотрудниками ВНИПИморнефтегаз (г. Москва, 1989 г.). На основании этих расчетов и опыта использования различных механизированных способов в условиях, аналогичных условиям месторождений СП «Вьетсовпетро», было принято решение и испытаны гидропоршневые насосные установки (ГПНУ) и установки погружных электро-центробежных насосов (УЭЦН), а на МСП-1 внедрен бескомпрессорный газлифт (БКГ).

Результаты испытаний выявили возможность использования ГПНУ при отборах 30–50 м³/сут высокообводненной продукции. Испытания ГПНУ, для которых недопустимо наличие свободного газа на приеме, обнаружили ряд технических недостатков ГПНУ, которые стали причиной их низкой надежности, что выражалось в быстром выходе установок из строя.

С 1991 г. на месторождении проводились опытно-промышленные испытания УЭЦН фирмы REDА, а с 1994 г. – фирмы ESP с целью определения области их применения при отборе высокотемпературной (110– 145 °С) газонасыщенной жидкости из глубоких скважин, уточнения межремонтного периода и оценки эксплуатационных характеристик скважин, оборудованных УЭЦН. Испытания показали, что:

• 
  56% поломок УЭЦН приходится на электрическую часть, в том числе 30% связаны с коротким замыканием кабеля, повреждаемого при спуске УЭЦН в глубокую искривленную скважину;
  
• 
  83% вышедших из строя УЭЦН из-за повреждения электрических частей работали в зоне оптимального КПД (56–65 %);
  
• 
  проработавшие наибольшее время (356, 685 и 829 сут) УЭЦН имели КПД 34, 45 и 48 %, соответственно, что способствует лучшему охлаждению двигателя;
  
• 
  межремонтный период (МРП) УЭЦН-скважин на месторождении «Белый Тигр» имеет широкий разброс от 31 до 829 сут. Практика эксплуатации УЭЦН фирмы REDA на месторождениях Западной Сибири (Россия) и Северного моря (Beatrice-Англия) показывает, что при массированном применении УЭЦН МРП находится в пределах 6,5–7 месяцев
  

---

[16, 52].

Для оценки эксплуатационных характеристик скважин, оборудованных УЭЦН, выполнен расчет коэффициента их использования и коэффициента эксплуатации (Таблица 3.8) [32].

Таблица 3.8 – Коэффициенты использования и эксплуатации механизированных скважин месторождения «Белый Тигр»

Годы	Бескомпрессорный газлифт		УЭЦН
	Коэффициент эксплуатации	Коэффициент использования	Коэффициент эксплуатации	Коэффициент использования
1991			0,86	0,72
1992			0,38	0,24
1993	0,83	0,64	0,83	0,48
1994	0,87	0,67	0,93	0,58
1995	0,76	0,76	0,94	0,41

Примечание. Внедрение УЭЦН началось в 1991 г., бескомпрессорного газлифта – в 1993 г.

Из полученных данных следует, что при высоком значении коэффициента эксплуатации коэффициент использования этих скважин в условиях месторождения «Белый Тигр» сравнительно невысокий. Это объясняется объективными условиями морского месторождения «Белый Тигр» – высокая пластовая температура и глубокие искривленные скважины. Рассмотренные скважины относятся к малодебитным, для высокодебитных скважин возникают также другие ограничения [32].

3.5 Зависимость выбора механизированного способа добычи нефти

---

от конструкции эксплуатационной колонны

На месторождении «Белый Тигр» продолжались опытно-промышленные испытания УЭЦН с целью определения области их применения по объектам разработки, отличающимся глубиной подвески, температурой среды и газонасышенности нефти. Обычно при подборе насоса основное внимание уделяют его характеристикам и заданному дебиту скважины с учетом обводненности, газосодержания и других геолого-технических характеристик. Однако размеры и формы эксплуатационных колонн могут оказаться решающими факторами при попытке реализации плановых отборов.

Наибольшую опасность для скважинного оборудования представляют недопустимо большие предельные отклонения по прямолинейности обсадных труб.

В начале промышленного внедрения погружных электронасосов, когда длина агрегата не превышала 10 м, применялись жесткие шаблоны, опускаемые в скважину на стальном тросе [11, 12]. Впоследствии конструкцию шаблона облегчили, он стал гибким, изготавливался из трубы диаметром 73 мм и длиной 10 м. Такой шаблон можно легко протолкнуть в скважину любой кривизны. Опускать шаблон в скважину стали на насоснокомпрессорных трубах.

В 1987 г. после увеличения длины погружного агрегата до 50 м облегченный шаблон той же конструкции решили соответственно удлинить, отчего он стал еще более гибким и без труда проходил в самые искривленные скважины, тем более под весом колонны НКТ 100-120 кН [29].

Существующие в 1990-е гг. конструкции эксплуатационных колонн скважин месторождения «Белый Тигр» в основном комбинировались из труб 168 × 140 мм. В такие скважины с дебитами жидкости не более 200 м³/сут можно легко опускать УЭЦН для подъема жидкости из глубин до 3500 м. Но условия резко меняются, если планируется опускать УЭЦН для добычи нефти из скважин с дебитами более 300 м³/сут и коэффициентами обводненности более 30%.

При подборе типоразмера УЭЦН для добычи нефти в наклонно направленных и искривленных скважинах необходимо обеспечить не только соответствие параметров УЭЦН технологическому режиму скважины, но и соблюдение дополнительного условия – кривизна ствола скважины в интервале работы установки не должна снижать ее надежность, приводить к авариям и сокращать межремонтный период работы. Руководство по эксплуатации УЭЦН допускает кривизну ствола скважины в зоне работы установок не более 3 мин на 10 м. Однако при этом не учитывается типоразмер установки и внутренний диаметр скважины [27, 75].

---

Таким образом, выбор интервала установки УЭЦН с учетом ее типоразмера и внутреннего диаметра обсадной колонны в наклонно направленных и искривленных скважинах позволит более точно подобрать интервал ее работы, избежать искривления узлов УЭЦН в скважине, преждевременного износа оборудования и возможных аварий с ним.

В 1991 г. с помощью компьютерной программы «Подбор УЭЦН», разработанной НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Каримов М.Ф., Ч.Ш. Фьет, Л.Б. Туан и др.), проведены расчеты для выбора типоразмеров УЭЦН для скважин нижнего олигоцена и фундамента с дебитами от 300 до 700 м³/сут при обводненности до 30%. Результаты расчетов определения максимально наружного диаметра УЭЦН и общей средней длины в зависимости от дебитов жидкости и обводненности показали, что в скважины с дебитами жидкости до 200 м³/сут и коэффициентом обводненности до 80% можно опустить УЭЦН с максимальным наружным диаметром до 115,8 мм и общей длиной от 15 до 25 м. Для высокодебитных скважин от 350 до 500 м³/сут при обводненности до 10% требуется опускать УЭЦН с наружным диаметром 137,9 мм и общей длиной от 20 до 27 м. Для тех скважин, которые имеют дебит по жидкости около 500–550 м³/сут с коэффициентом обводненности около 30%, требуются мощные двигатели, т.е. наружный диаметр их достигает до 187,5 мм, а общая длина – до 35 м. Это значит, что добывать нефть из скважин с дебитами по жидкости более 550 м³/сут и обводненности более 30% при эксплуатационных колоннах 168 мм из глубин 2500–3500 м невозможно. Из результатов расчетов по определению минимального радиуса кривизны и максимального увеличения наклона ствола скважин для обеспечения спуска УЭЦН в скважину в зависимости от дебита по жидкости и обводненности продукции при эксплуатационной колонне 168 мм глубиной от 2500 до 3500 м видно, что в скважины, имеющие дебиты от 40 до 150 м³/сут при обводненности до 5% можно спускать УЭЦН с наружным диаметром 115,8 мм и общей длиной от 15 до 20 м, тогда темп максимального увеличения угла наклона ствола 1,35°/40 м для УЭЦН длиной 20 м и 2,41°/40 м для УЭЦН длиной 15 м. Для скважин, имеющих дебиты от 100 до 250 м³/сут при обводненности до 85% можно спускать УЭЦН с наружным диаметром 115,8 мм и общей длиной от 17 до 25 м, тогда темп максимального увеличения угла наклона ствола 1,87°/40 м для УЭЦН длиной 17 м и 0,86°/40 м для УЭЦН длиной 25 м. Для скважин с дебитами более 300 м³

---