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

Экономическая оценка временного перевода скважин на механизированный способ эксплуатации с помощью УЭЦН до внедрения системы газлифт по сравнению с базовым вариантом проводилась для 2-х вариантов (варианты А и В), которые отличались друг от друга количеством переводимых скважин, величиной капитальных вложений и текущих затрат.

За базовый вариант был принят осуществляемый вариант разработки.

Добыча нефти по скважинам в соответствии с базовым вариантом и прирост добычи при применении УЭЦН до внедрения газлифта за 2013 г. приведены в Таблице 4.3. Экономическая оценка рассматриваемых вариантов по сравнению с базовым вариантом показала, что оба варианта экономически эффективны, но наиболее прибыльным является вариант В, по которому чистая прибыль составляет 44 млн долларов США при цене на нефть 215 долларов США за тонну и 67,2 млн долларов США при цене на нефть 300 долларов США за тонну.



Рисунок 4.8 – Динамика показателей разработки юго-восточного участка

месторождения «Дракон»

Таким образом, после принятия варианта В, т.е. после перевода скважин №14, 21, 201, 206 и 305 на механизированный способ эксплуатации с использованием УЭЦН можно сделать следующие выводы.

1. 
   Высокие значения коэффициента эксплуатации месторождения «Дракон» свидетельствуют о стабильной работе действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН.
   

Таблица 4.3 – Добыча нефти по скважинам в соответствии с базовым вариантом и прирост добычи при применении УЭЦН до внедрения газлифта за 2006 г.

№ п/п	Номера скважин	Добыча нефти по вариантам, тыс. т
		Базовый	Вариант А	Вариант В
1.	14	18,0	38,7	38,7
2.	21	13,8	35,8	35,8
3.	206	41,2	61,0	61,0
4.	201	13,3	13,3	23,9
5.	305	125,0	125,0	145,8
6.	302	50,1	50,1	50,1
7.	303	107,7	107,7	107,7
8.	308	117,9	117,9	117,9
9.	310	40,7	40,7	40,7
10.	309	32,1	32,1	32,1
11.	313	21,2	21,2	21,2
12.	314	14,3	14,3	14,3
13.	311	4,7	4,7	4,7
14.	Итого	600,0	662,5	693,9
15.	Прирост	-	62,5	93,9

---

2. 
   По результатам анализа механизированной эксплуатации скважин центрального участка месторождения Дракон можно отметить:
   

• 
  из скважин, оборудованных УЭЦН, добыто 443,272 тыс. т нефти, средний МРП установок составляет 921 суток;
  
• 
  УЭЦН фирм REDA и ESP соответствуют геолого-техническим условиям участка;
  
• 
  все УЭЦН работают в оптимальной области рабочих характеристик с дебитами жидкости от 20 до 60 м³/сут, давление на приеме насосов находится в пределах 20–53 ат, температура на приеме составляет 76–92 °С, КПД установок находится в диапазоне 43–48 %.
  

3. Проведенная технико-экономическая оценка временного перевода скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон» на УЭЦН до обустройства газлифта показала:

• 
  перевод скважин №14, 21 и 206 на эксплуатацию УЭЦН до ввода в действие системы газлифта позволил получить прирост добычи нефти за 2006 г. в размере 62,5 тыс. т;
  
• 
  при переводе на эксплуатацию УЭЦН скважин №14, 21, 201, 206 и 305 прирост добычи нефти за 2006 г. достигает 93,9 тыс. т;
  
• 
  при сохранении мировых ценовых тенденций на нефть перевод 5 скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон» на эксплуатацию УЭЦН до обустройства газлифта позволит получить от 10 до 15 млн долларов США дополнительной чистой прибыли.
  

---

4.4 Выводы по главе 4

1. 
   Особенностями эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, расположенных на месторождении «Дракон», являются низкие пластовые давления при наличии достаточно больших давлений насыщения (до 157,4 атм). Большое количество свободного газа, поступающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти уже в колонне, сильно затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами.
   
2. 
   На начальном этапе эксплуатации УЭЦН на месторождении «Дракон» одним из осложняющих факторов стало наличие песка в продукции скважин, что приводило к заклиниванию УЭЦН, износу внутренних аппаратов и соответственно преждевременному выходу насосов из строя.
   

Дополнительные сложности заключались в снижении пластового давления на месторождении «Дракон» ниже гидростатического, что уменьшало эффективность промывки. При этом песок выносился не полностью, оседая в кавернах и оставаясь во взвешенном состоянии из-за низких скоростей восходящего потока, что приводило к образованию песчаных пробок.

Для защиты внутрискважинного оборудования от пескопроявления осуществлялся спуск противопесочных фильтров собственной конструкции, а также были использованы газопесочные якоря для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. В том случае, если скважины постоянно выносили песок из пласта, устанавливали щелевой фильтр или фильтр с гравийной набивкой с перекрытием интервалов перфорации.

3. 
   Результаты определения зависимости интенсивности выноса песка от дебита скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» позволили уточнить оптимальную рабочую область эксплуатации УЭЦН и показали необходимость использования насосных установок с меньшей производительностью.
   

5 ПЕРЕВОД ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ОТ ГАЗЛИФТНОГО К МЕХАНИЗИРОВАННОМУ СПОСОБУ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ УСТАНОВОК

ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

В связи с ростом обводненности высокодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» и падением добычи нефти в целом по СП «Вьетсовпетро», в 2013 г. начались испытания по переходу скважин с газлифтного способа добычи нефти на механизированный способ с помощью УЭЦН. При оснащении УЭЦН в скважине создается б

---

ольшая депрессия, чем при газлифтном способе, соответственно увеличение градиента давления на добываемые флюиды пласта позволит снизить замещение нефти водой и повысить добычу нефти [71].

В течение 2013 г. перед отделом добычи нефти и газа были поставлены задачи, касающиеся подбора скважин под оснащение УЭЦН. Изначально необходимо было подобрать скважины-кандидаты под оснащение УЭЦН с учетом ограничивающих факторов (наличие свободных мощностей на ГТС, движение бригад в 2013 г., использование только имеющихся установок ЭЦН

(3 шт.)).

С учетом тех же ограничений, которые учитывались при выборе скважин, но при условии покупки нового оборудования предлагалось оснастить оборудованием УЭЦН 5 скважин. Суммарный расчетный прирост дебита от предлагаемых в начале 2013 г. переводов на УЭЦН составил 230 т/сут. Фактически на УЭЦН была переведена только скв. № 503 на МСП-5.

В конце 2013 г. по заданию руководства СП «Вьетсовпетро», в НИПИморнефтегаз (А.Н. Иванов, Н.К. Зунг, А.С. Кутовой, Ф.Ч. Шон и др.) был выполнен расчет потенциальных возможностей скважин. При учитывались только конструктивные особенности скважин и рассматривалось несколько вариантов:

1. 
   Увеличение отборов со скважин путем увеличения расхода газлифтного газа, а также, в случае возможности, снижение точки ввода газа.
   
2. 
   Увеличение отборов с газлифтных скважин путем замены НКТ на НКТ большего сечения.
   
3. 
   Оснащение скважин УЭЦН.
   

В результате проведенных расчетов пришли к выводу, что пп. 1 и 2 способствуют получению дополнительной добычи нефти, но оснащение УЭЦН дает значительно больший расчетный прирост.

По результатам расчета потенциала скважин от оснащения УЭЦН дополнительный прирост дебита нефти составит 4177 т/сут. Необходимо отметить, что прогноз дебита основывался на текущих параметрах работы скважины, не учитывался возможный рост обводненности, падение пластового давления из-за увеличения отборов жидкости, а также возможные кольматации ПЗП в процессе КРС.

По результатам выполненных работ были сформулированы рекомендации:

1. 
   Одним из наиболее эффективных способов увеличения добычи нефти является оснащение скважин УЭЦН. Данный способ эксплуатации обеспечивает наибольшее снижение забойного давления, что наиболее актуально в условиях добычи высокообводненной продукции с глубоких скважин.
   
2. 
   Продолжить внедрение УЭЦН в обводненных высокодебитных скважинах, эксплуатирующих фундамент, с целью проведения исследований.
   
3. 
   Оснастить УЭЦН ряд скважин после подтвреждения целесообразности и возможности перевода заинтересованными отделами и подразделениями СП «Вьетсовпетро».
   
4. 
   После утверждения программы перевода скважин на УЭЦН разработать регламент по пуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оснащенных УЭЦН.
   
5. 
   Скважины с ЭЦН оснащать газлифтными мандрелями для возможной эксплуатации газлифтом на период неработоспособности насоса, а также в др. случаях (во время пуска, расклинки, снижения нагрузки).
   
6. 
   В обязательном порядке проводить опрессовку лифта НКТ после спуска ЭЦН, во время запуска определять направление вращения двигателя насоса.
   
7. 
   Осуществлять перевод скважин на УЭЦН в том случае, если имеется сформированная система ППД или есть перспективы в ее формировании.
   

---

В 2013–2014 гг. на месторождении «Белый Тигр» было проведено переоборудование двух газлифтных скважин 503/МСП-5 и 1116/МСП-11 на эксплуатацию УЭЦН. Ниже приведен анализ режима работы этих скважин, эксплуатируемых с помощью установок электроцентробежных насосов.

---