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.
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 м
3/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
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