3. Техника и технология добычи углеводородов

3.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования

Штанговые глубинные насосы

Добыча продукции с помощью установок ШГН является самым распространенным и наиболее эффективным видом механизированного подъема жидкости из низкодебитных скважин. Установки ШГН характеризуются относительно низкими капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. Геолого-физические условия месторождения позволяют рекомендовать оснащение скважин с дебитом менее 15-18 м³/сут штанговыми глубинными насосами.

Установки ШГН характеризуются относительно низкими капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. В то же время они обладают высокой металлоемкостью, подвержены значительному влиянию кривизны ствола скважины и имеют ограничения по глубине подвески насоса.

Поэтому для эксплуатации малодебитного фонда рекомендуется рассмотреть применение циклической эксплуатации установок ЭЦН.

Для повышения эффективности работы низкопродуктивных скважин используется целый ряд разнообразных методов, каждый из которых имеет свои недостатки, ограничивающие их применение. Метод деоптимизации скважин связан со значительными затратами на закупку погружного оборудования и выполнение текущего ремонта (ТРС). Перевод скважин на эксплуатацию штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ) характеризуется большими капитальными затратами и высокой металлоемкостью. Использование режима автоматического повторного включения (АПВ) приводит к большой амплитуде забойного давления и, кроме того, возможно замерзание устьевой арматуры в зимнее время года.

Для решения этой проблемы в нескольких подразделениях ТНК-ВР – в частности, в ЦДО «Самотлорнефтегаз» – внедрен метод циклической эксплуатации УЭЦН.

Обычно при эксплуатации скважин используются насосы, производительность которых примерно соответствует притоку флюида, однако чем меньше производительность, тем выше энергозатраты на подъем 1 м³ жидкости, а наибольшее удельное энергопотребление имеют ЭЦН в скважинах с дебитом менее 30 м³ в сутки (рис. 3.1). Метод циклической эксплуатации, в свою очередь, заключается в применении насосов, производительность которых значительно превышает приток флюидов в скважину, и чередовании периодов откачки и накопления жидкости таким образом, чтобы добиться незначительных изменений динамического уровня жидкости и депрессии на пласт (рис. 3.2). Продолжительность периодов откачки и накопления определяется опытным путем, но общее время цикла не превышает 30 минут

Удельное потребление электроэнергии при эксплуатации эцн

Рис. 3.1

Принцип работы скважины в режиме циклический эксплуатации

Рис. 3.2

Первые результаты внедрения метода ЦЭ в ЦДО «Самотлорнефтегаз» свидетельствуют о значительном снижении удельного энергопотребления. Так, в 2009 году на циклическую эксплуатацию была переведена скважина 40073е куста № 561, для которой был установлен следующий цикл: 4 минуты в работе + 9 минут в простое. Показатели фактического энергопотребления до и после перевода на циклическую эксплуатацию (после пересчета в часовой режим) демонстрируют снижение потребляемой мощности с 17 кВт∙ч до 13,5 кВт∙ч в сутки. Данные по эксплуатации шести скважин, переведенных в режим ЦЭ до конца 2009 года, также подтверждают снижение удельного энергопотребления – в среднем, на 45 % .

В ходе реализации пилотного проекта в ЦДО «Самотлорнефтегаз» был выявлен ряд дополнительных преимуществ перевода УЭЦН на циклическую эксплуатацию. Дополнительные возможности экономии связаны с сокращением парка типоразмеров УЭЦН: поскольку одним типоразмером УЭЦН-125 можно охватить весь диапазон подач от 1 до 125 м³, затраты на приобретение погружного оборудования сокращаются за счет разницы в стоимости УЭЦН-5-15 и УЭЦН-5-125. Экономия при переходе на режим ЦЭ достигается за счет снижения затрат на ТРС после ГТМ для подбора оборудования под режим работы, а также за счет сокращения числа отказов УЭЦН по причинам солеотложений и высокого выноса механических примесей.

Электроцентробежные насосы

Электроцентробежные насосы, как способ эксплуатации скважин, удовлетворяют условиям разработки Покровского месторождения и рекомендуются к внедрению на отдельных скважинах с дебитом более 25 м³/сут.