Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин

СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С. Пекин С.С.

Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М ГУП Изд-во «Нефть и пи» РГУ нефти и газа им И М Губкина, 2002.

ВВЕДЕНИЕ

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российс­кой Федерации характерна неблагоп­риятная геолого-технологическая структу­ра запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) за­­па­сов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноизвле­каемых запа­сов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погру­женные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %.

Следствием ухудшения структуры запасов становится сниже­ние средних де­би­тов добывающих скважин.

Другой особенностью является интенсификация добычи не­фти за счет все более широкого применения методов повыше­ния нефтеотдачи пластов (напри­мер, гидроразрыва пласта) и ис­пользования повышенной депрессии на пласт.

Следует отметить, что крупнейшие месторождения, откры­тые в 60 — 70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуата­ции значительно истощились. Обво­дненность продукции этих месторождений достигла 80 — 90 % и более. На ряде месторожде­ний добыча нефти сопровождается отложением солей, па­ра­фи­нов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются так­же и коррозионная активность среды, высокая тем­пература пластовых жид­кос­тей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость неф­тей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное чис­ло низ­копродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой тер­ритории. Отличительной их особенностью являют, как правило, мно­­гоэтаж­ность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, вы­со­­кая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 — 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т [1].

Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и особенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ремонт, что до­ка­зывает необходи­мость повышения надежности работы внутрискважинного обо­рудования.

Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от вертикали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во мно­гих районах Западной Сибири откло­нение забоя от точки начала бурения дос­ти­гает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40 — 60 гра­дусов. Средняя кривизна ствола скважин для месторождении Западной Си­бири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуа­тация наклонно-направленных скважин приводит к значительному сок­ра­щению наработки на отказ и межремонтному периоду

Одним из эффективных путей улучшения технико-экономи­ческих по­ка­за­те­­лей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сок­­ра­щение числа скважин. Напри­мер, для месторождений севера Тюменской облас­­ти на сооруже­ние скважин приходится 20 — 25 % капитальных вложении и 30 — 34 % металозатрат. Одним из способов повышения средних дебитов являет­­ся бурение так называемых горизонтальных сква­жин. Проводка таких сква­­жин позволяет в 3 — 20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести раз­­работку значительно мень­шим количеством скважин. Это особенно важно для месторож­дений морского и шельфового типа. Наибольший аффект дос­ти­гает­­ся при добыче нефти с помощью горизонтальных сква­жин из маломощных тон­ких пластов и в трещиноватых коллек­торах.

В соответствии с изменением условии добычи нефти меняет­ся также и сте­пень распространенности различных способов ее добычи. В табл. 1. приведены дан­ные по распределению добычи нефти по способам эксплуатации в СССР и в Российской Феде­рации [2].

Таблица 1

Распределение добычи нефти по способам эксплуатации скважин

Рис. 1. Области применения скважинных насосных установок для добычи нефти

Области применения различных видов нефтедобывающего оборудования основываются на теоретических расчетах рабочих параметров скважинных на­со­­сов и наземного оборудования, на основании данных, указанных рос­сийс­ки­ми и зарубежными кон­структорами для оптимального режима работы устано­вок по до­быче нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере из­носа обо­­­ру­до­вания и ухудшения условий эксплуатации. Как толь­ко условия эксп­луа­та­ции усложняются, области экономически целесообразного применения раз­лич­ных способов могут суще­ственно измениться.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Традиционными и наиболее распространенными видами механизирован­ной добычи нефти являются установки скважинных штанговых насосов (ШСН), которыми в странах СНГ оборудовано свыше 57% общего фонда нефтя­ных сква­жин. С точки зрения экономических возможностей ШСН могут обес­пе­чить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м³/сут. В облас­ти подач от 1 до 40 м³/сут. ШСН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м³/сутки, он может дос­тигать максимального значения (37%). Таким образом, ШСНУ хоро­шо прис­пособлены для работы в условиях малого дебита сква­жин, однако этот вид обо­рудования очень чувствителен к цело­му ряду осложняющих факторов, сре­ди которых одними из са­мых весомых являются кривизна ствола скважины, обвод­нен­ность продукции, наличие механических примесей. Непрерыв­ное дви­же­ние штанг вызывает усиленный износ штанговых муфт и, что особенно сущест­венно, насосных труб. В результате мно­гочисленных исследований уста­нов­лена связь между нара­боткой на отказ ШСН, интенсивностью искривления ство­­лов скважин и обводненностью продукции. Например, в усло­виях ПО «Башнефть» при увеличении темпа набора кривизны с 2 до 4 градусов на 10 м и обвод­ненности продукции с 20 до 90 % наработка ШСН снижается примерно в 2 раза.

В Российской Федерации среди бесштанговых насосов наи­более распрост­ра­ненными являются установки центробежных насосов. Ими оборудовано свы­ше 35% всего фонда скважин страны. ЭЦН имеют очень большой диапазон по­дач — от 10 до 1000 м³/сутки и более способны развивать напор до 3500 м. В облас­ти больших подач (свыше 80 м³/сут.) УЭЦН имеют са­мый высокий КПД сре­ди всех механизированных способов до­бычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м³/сут. КПД УЭЦН превышает 40%, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. По возможности организации дистанционного кон­троля сос­тояния, а также регулирования производительности ЭЦН существенно пре­вос­ходит штанговые установки. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины.

Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спус­коподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в усло­виях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях вы­со­кой температуры и высокого газового фактора.

Таким образом, проанализировав опыт применения ЭЦН, можно выделить следующие основные аспекты

1. Применение ЭЦН в малодебитных скважинах возможно только в режи­ме периодической эксплуатации, что отрицатель­но сказывается и на обору­дова­нии, и на скважине,

2. Существует целый ряд факторов, которые вызывают появ­ление ослож­не­ний при эксплуатации скважин с применением ЭЦН.

Еще одним типом насоса с погружным электродвигателем является винто­вой насос. Винтовые насосы лучше всего подхо­дят дня подач 10 — 200 м³/сут. с на­пором, не превышающем 1500 м. В силу конструктивных особенностей эти на­сосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в неф­ти песка и попутного газа. Отсутствие в винтовых насосах клапанных узлов, малая длина самих насосов и их роторов позволяют работать этому виду обо­рудования в практически горизонтальных скважинах и при больших темпах на­бора кривизны. Однако наличие резиновой обоймы накладывает тем­пера­тур­ные ограничения на область применения винтовых насосов. Для на­сосов УЭВН тем­пература откачиваемой жидкости должна быть ниже 90 °С. Кроме того, уста­нов­ка имеет недостаточную гиб­кость по изменению производительности, поэто­му для эффек­тивной эксплуатации малодебитных скважин винтовыми на­со­­сами необходим выпуск либо большого числа типоразмеров на­соса, либо на­со­са с регулируемой производительностью. Все это ведет к увеличению стои­мос­ти установки, а при малых подачах приводит к значительному снижению эко­номической эффектив­ности.

И, наконец, последним видом оборудования с погружным электродвига­те­лем являются установки диафрагменных электронасосов типа УЭДН. Эти насо­сы позволяют добывать нефть с высокими технико-экономическими показа­те­ля­­ми из так назы­ваемых «песочных» скважин (с содержанием песка до 5 г/л), а так­же из скважин, продукция которых содержит агрессивные компоненты. Уста­­новка проста в монтаже и обслуживании. Опыт эксплуатации позволил конк­­ретно оценить надежность диафрагменных насосов в некоторых нефтяных ре­­гио­нах. Так, в ПО «Азнефть» МРП скважин, эксплуатируемых диаф­раг­мен­ны­ми насосами, оказался в 2,4 раза больше, чем МРП тех же скважин, эксплуа­ти­руемых скважинными штанговыми насосами. В ПО «Башнефгь» МРП сква­жин, эксплуатируемых УЭДН, составил 440 суток. В ПО «Татнефть» на конец 1995 г. УЭДН было обору­довано около 300 скважин, а их МРП составил 346 суток.

К недостаткам данного вида оборудования можно отнести очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м³/сут напор насоса сос­тавляет 2000 м, а при подаче 20 м³/сут – всего 600 м.

Одним из перспективных видов оборудования, особенно для добычи нефти из наклонно-направленных скважин, являются гидроприводные насосы, у кото­рых отсутствуют жесткие энер­гопередающие связи. В настоящее время в Рос­сии и за рубежом наибольшее распространение получили так называемые гид­ро­­поршневые установки, то есть такие установки, у которых сило­вой привод (си­ловой насос) находится на поверхности, а рас­пределительное устройство и ра­бочий орган спущены в скважи­ну. Данный вид оборудования обеспечивает самые большие на­поры (до 4000 м) и достаточно большие подачи (до 400 м³/сут) благодаря высокому числу ходов поршня, которое может превы­шать 100 ¹/_мин. Максимальный КПД гидропоршневых насосов составляет около 32 % при подачах 60 — 80 м³/сут. Установки дан­ного типа позволяют использовать груп­повой гидравлический привод (на несколько скважин), дают возможность плав­но регу­лировать подачу насоса без его остановки. Спускоподъемные опе­ра­ции полностью механизированы, а надежная герметиза­ция устья скважины при смене погружного агрегата исключает загрязнение окружающей среды.

К недостаткам данного вида оборудования можно отнести:

1. При использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожа­роо­пасна.

2. Затруднена добыча нефти с высоким содержанием песка.

3. Гидропоршневые насосы плохо работают с газированной жидкостью.

4. Трудности в установлении постоянного режима в малодебитных скважи­нах.

5. Требуется спуск в скважину двух колонн НКТ и пакера (для установок с закрытой системой циркуляции).

6. Трудности при подготовке воды в качестве рабочей жидкости.

7. Проблема безопасности на поверхности при высоком дав­лении нефти в сис­теме силовой жидкости, так как при авариях происходят значи­тель­ные ее утечки.

8. Высокая стоимость как погружного агрегата, так и назем­ного оборудо­ва­ния.

Все это приводит к тому, что данный вид оборудования не рационально исполь­зовать для добычи нефти из одиночных малодебитных скважин. Такие уста­новки используются для груп­повой добычи нефти (8 — 16 скважин).

В настоящее время в России ведутся работы по совершен­ствованию струй­ных насосов для добычи нефти. Имея более низкую стоимость, чем гидропорш­не­вые, струйные насосы име­ют сравнительно низкий КПД, который умень­шает­ся с ростом напора и подачи. При малых дебитах КПД струйного насоса составляет порядка 21 %, а при дебитах более 250 м³/сут — сни­жается до 18 %.

Кроме того, струйные насосы нужно заглублять под динамичес­кий уро­вень до достижения давления на приеме, при котором от­сутствует кавитация. В Рос­сии разрабатывается и выпускается се­рия струйных насосов с произ­во­ди­тель­ностью от 100 до 600 м³/сут.

Еще одним способом механизированной добычи нефти явля­ется газлифт. Этот способ обеспечивает высокие отборы жидко­сти. При малых отборах КПД газлифта незначителен, но при больших дебитах он достигает 30 %. К дос­тоинст­вам газлифта относится гибкость регулирования подачи с помощью соот­но­шения объемов газа и жидкости, а также легкость перехода от неп­ре­рыв­но­го газлифта к периодическому или плунжерному по мере истощения сква­жи­ны.

Обобщенные сведения о возможностях разных способов экс­плуатации неф­тя­ных скважин представлены в табл. 2.

Таблица 2