В течение ноября 1993 г.скважина работала с дебитом по жидкости 198 т/сут с увеличением обводненности продукции с 82 до 89 %. Как показали исследования, увеличение обводненности продукции происходило из-за поступления воды с контура и по нижним пропласткам нижнего миоцена. По состоянию на 01.02.1994 г., за 84 сут работы было добыто 2255 т при обводненности продукции 82–89,8 %.
В 1992 г. под руководством заместителя директора НИПИморнефтегаз по научной работе, д.т.н., профессора Г.Г. Вахитова была выполнена работа «Разработка и испытание технико-технологических решений по механизированной добыче нефти» (Н.П. Гречнев, Ч.Ш. Фьет, Р.А. Сафаров, Х.В. Бик, Л.Б. Туан, В.П. Выговской и др.) [111]. В работе на основе анализа состояния технологических параметров эксплуатации скважин были сформулированы рекомендации о проведении технических и технологических мероприятий по увеличению отбора продукции из скважин по всем объектам месторождения. Был дан анализ опытно-промышленной эксплуатации электропогружных установок «REDA», находящихся в пяти скважинах: №№24, 87, 63, 69 и 136. Опыт их эксплуатации и информация об отказах установок в 4-х скважинах: №№24, 87, 136, 63, оказались недостаточными для выдачи рекомендаций об определении области их применения на месторождении. В работе приведены результаты расчетов по всем миоценовым скважинам МСП-1, расстановке пусковых клапанов, глубине ввода и расходу рабочего агента на пусковом режиме и режиме эксплуатации при различных устьевых давлениях. Даны результаты расчетов оптимальных конструкций подъемников для различных категорий скважин всех объектов месторождения и предельные давления фонтанирования скважин в зависимости от глубины, дебита, обводненности и газового фактора. В 1993 г. были продолжены испытания УЭЦН различных фирм с целью получения более надежной информации о возможной области их использования при механизированной добыче нефти на месторождении [100, 124]. Анализ работы скважин во время опытно-промышленных испытаний свидетельствует о том, что разработка нижнего олигоцена оказалась самой неблагоприятной с точки зрения интенсификации добычи нефти механизированным способом с помощью УЭЦН из-за значительных глубин скважин и низких коэффициентов продуктивности. Для определения возможностей работы УЭЦН в скважинах объекта нижнего олигоцена НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» совместно с ПДНГ в 1994 г. предлагали в рамках испытаний перевести на механизированную добычу с помощью УЭЦН фирмы REDА еще 6 скважин. Внедрение механизированной добычи нефти является основной проблемой разработки месторождения «Белый Тигр», ее успешное решение может повлиять на увеличение темпов разработки месторожения [103].
По состоянию на 01.01.1994 г. в залежах нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента северного свода пластовое давление снизилось в связи с отставанием строительства объектов для заводнения. Текущий дебит ряда скважин значительно снизился по сравнению с начальным, а некоторые скважины прекратили фонтанирование и простаивали в ожидании механизированной добычи. Опытно-промышленная эксплуатация некоторых скважин нижнего миоцена в 1992–1993 гг. с помошью УЭЦН REDA выявила их недостаточную надежность, в результате большинство из них уже длительное время простаивали в ожидании замены центробежных насосов новыми. В технологической схеме и дополнении к ней предусматривалось продолжение внедрения УЭЦН на скважинах нижнего миоцена и нижнего олигоцена до строительства и ввода компрессорной станции и соответствующей сети газотрубопроводов для системы газлифта – оптимального варианта механизированной добычи для месторождения «Белый Тигр» с точки зрения технико-экономических показателей [127, 128]. Однако реализация этих мероприятий осложнялась по причине недостаточного опыта работы УЭЦН в скважинах нижнего олигоцена (средняя глубина – 3600 м) на больших глубинах. Результаты внедрения механизированного способа эксплуатации скважин с помощью УЭЦН фирмы REDA по 6 скважинам нижнего миоцена (№№24, 87, 63, 69, 130, 136) показали недостаточно высокую надежность насосных установок, средняя наработка на отказ составила 267 сут. В 1994 г. в соответствии с программой проведения научноисследовательских и опытно-конструкторских работ, утвержденных XV заседанием Совета СП «Вьетсовпетро» под руководством заместителя директора НИПИморнефтегаз по научной работе, д.т.н., проф. Г.Г. Вахитова была выполнена работа «Текущий анализ и контроль за разработкой месторождения «Белый Тигр» и уточнение уровня добычи нефти на 1994– 1995 гг. с учетом дополнительной геолого-промысловой информации» (Л.Б. Листенгартен, В.В. Луценко, Ч.К. Тай, В.А. Лавренников, В.Ф. Штырлин, В.В. Плынин и др.). Основным проектным документом, в соответствии с которым осуществлялась разработка месторождения, стала технологическая схема, составленная в 1993 г. и дополненная по уточненным показателям разработки на прогнозный период по результатам бурения новых скважин и сейсморазведки [127, 128].
По состоянию на 01.02.1994 г. установками ЭЦН REDA было оборудовано 2 скважины – №130 на МСП-4 и №136 на МСП-8 (4 УЭЦН в скважинах №№24, 63, 69 и 87 вышли из строя и извлечены из скважин). Показатели работы УЭЦН приведены в Таблице 3.7. Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти в условиях месторождения «Белый Тигр» было проведено сотрудниками ВНИПИморнефтегаз [104] на основе «Методики определения рациональных областей применения способов эксплуатации морских нефтяных месторождений» (РД-51-01-13-85) [89]. Этот документ распространяется на способы эксплуатации морских нефтяных месторождений с применением фонтанного и механизированного способов эксплуатации добывающих скважин глубиной до 6500 м при глубинах моря до 200 м с помощью УЭЦН, ГПНУ, бескомрпессорным и компрессорным газлифтом. Таблица 3.7 – Показатели работы УЭЦН в 1993г. (месторождение «Белый Тигр»)
Номера скважин
/ МСП
|
Тип
УЭЦН
|
Мощ-
ность, кВт
|
Дата пуска в эксплуатацию
|
Отработано дней
|
Добыча нефти, т
|
Дата остановки
УЭЦН
|
69/3
|
DN-610
|
26,0
|
14.03.92
|
28,5
|
584
|
05.02.93
|
63/3
|
DN-1300
|
45,0
|
29.12.92
|
337,75
|
12396
|
19.01.94
|
136/6
|
DN-1000
|
26,0
|
07.03.92
|
232,0
|
3840
|
30.04.93
|
|
DN-610
|
45,0
|
02.05.93
|
|
|
|
130/4
|
DN-1300
|
56,0
|
04.11.93
|
53,0
|
1480
|
|
|
ИТОГО
|
|
651,25
|
18300
|
|
Необходимость уточненного расчета вызвана следующими соображениями:
-
в упомянутом обосновании сравнивались механизированные способы для скважин только миоцена и олигоцена;
-
в расчетах приведенных затрат стоимость электроэнергии и оборудования принималась по расценкам бывшего СССР, которая по меркам того времени являлась очень низкой.
Оба эти фактора приводили к возникновению фактически бездоказательных утверждений о преимуществах УЭЦН в условиях морского месторождения «Белый Тигр». В работе «Совершенствование технико-технологических решений по механизированной добычи нефти, методов интенсификации добычи нефти, закачки воды на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» (Г.Н. Белянин, Э.П. Мокрищев, Ч.Ш. Фьет, М.Ф Каримов, Ле Ба Туан, Нгуен Ван Кань и др.) были выполнены расчеты технологических параметров и определены технико-экономические показатели двух способов механизированной добычи нефти (УЭЦН и газлифт) для условий морского месторождения «Белый Тигр» в период 1996–2005 гг. [119]; в соответствии с проектом «Основных направлений развития и объемов производства СП «Вьетсовпетро» на 1996– 2000 гг., были рассмотрены 3 варианта развития СП «Вьетсовпетро», основные различия которых связаны с уровнями добычи нефти и другими показателями разработки месторождения «Белый Тигр» [32, 103]. Вариант 1 был разработан на основе технологических решений и показателей действующего по состоянию на 01.01.1995 г. «Технологической схемы ...», с учетом текущего состояния разработки месторождения. Вариант 2 отличался от первого б
ольшими объемами закачки воды в залежь фундамента месторождения «Белый Тигр», что обеспечивало стабилизацию в 1995 г. пластового давления и последующую разработку залежи на водонапорном режиме при пластовом давлении выше давления насыщения, без разгазирования залежи. Вариант 3 дополнительно к варианту 2 предусматривал интенсификацию разработки залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» за счет: увеличения объемов закачки воды; широкого внедрения современных методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи. Результатами этой работы стали следующие выводы:
-
при реализации первого варианта разработки капитальные и эксплуатационные затраты на плановую добычу нефти с помощью УЭЦН составили на 10,1%, больше чем при добыче нефти с помощью газлифта; по третьему варианту разработки месторождения капитальные вложения на добычу нефти с помощью УЭЦН оказались на 23,5%, а эксплуатационные затраты на 14,2% больше чем при добычи нефти с помощью газлифта;
-
проектная прибыль СП «Вьетсовпетро» на одну тонну добываемой нефти при механизированной добыче нефти с помощью газлифта при первом варианте разработки месторождения на 6,5%, а при третьем варианте разработки на 9,6% была выше, чем при механизированной добыче с помощью УЭЦН;
-
газлифтный способ добычи нефти по первому и третьему вариантам разработки месторождения «Белый Тигр» оказался более выгодным, чем механизированная добыча нефти с помощью УЭЦН.