3.11).
Таблица 3.11
3
| Дебит по жидкости, м /сут | 0-5 | 5-10 | 10-15 | более 15 | Итого: |
| Количество: шт. % | 7 39 | 6 33 | 2 11 | 3 17 | 18 100 |
Из таблицы видно, что с дебитом по жидкости до 5м3 работает 39 % скважин. В основном это скважины со слабым притоком работающие в режиме накопления.
По месторождению на 01.01.05 г. коэффициент эксплуатации скважин оборудованных УШГН составляет 0,887, а коэффициент использования из-за большого бездействующего фонда один из самых низких по предприятию ОАО «ННП» и равен 0,205 (рис. 3.4, 3.5).
Опыт внедрения струйных насосов на Хохряковском
Способ добычи нефти струйными насосами имеет определенные преимущества и недостатки по сравнению с другими способами добычи.
Преимуществами струйных насосов являются:
отсутствие движущихся частей в подземном оборудовании, в результате чего этот способ добычи может применяться в скважинах с большим содержанием мехпримесей (до 10 г/л); спуск и подъем насоса производится без подъема НКТ и занимает не
более трех часов; струйные насосы могут успешно работать при большом содержании
свободного газа на приеме; имеют хорошие показатели в искривленных наклонно-направленных
скважинах; допустимая величина интенсивности изменения зенитного угла в интервале набора кривизны может составлять до 4° на 10 метров длины, в интервале стабилизации – до 5° на 10 метров; практически нет ограничения на глубину спуска насоса и температуру
в зоне установки; в качестве рабочей жидкости может использоваться вода из системы
поддержания пластового давления; меньшая степень очистки рабочей жидкости, по сравнению с
гидропоршневыми насосами.
В то же время при использовании струйных насосов отмечаются следующие недостатки:
необходимость строительства на поверхности (кустах скважин) системы оборудования для подготовки и закачки рабочей жидкости высокого давления;
необходимость постоянного контроля за объемом закачки рабочей
жидкости поскважинно; необходимость постоянного присутствия обслуживающего персонала для контроля за работой наземного оборудования (системы подготовки и закачки рабочего агента); недостаточно эффективный способ подъема (низкий КПД).
Промысловые испытания на месторождениях Западной Сибири и в частности на Хохряковском месторождении показывают следующие особенности их эксплуатации.
Наибольшие проблемы возникают в наземном оборудовании. Основной причиной простоя скважин, особенно в зимний период, является замерзание водовода системы ППД. Кроме того, на работу струйных насосов оказывает влияние и сама система ППД, где постоянно меняются параметры давления и расхода жидкости.
Струйные установки типа АНС-1 на Хохряковском месторождении стали применять с 1998 года на 3-х кустах (16 скважин). Глубина спуска струйных насосов находится в пределах 2300-2600 м при среднем значении 2480 м. При этом дебит по жидкости составляет от 8 до 60 м3/сут при среднем значении 35 м3/сут, а дебит по нефти от 2 до 40 т/сут при среднем значении 21 т/сут. Для сравнения по ЭЦН средний дебит по нефти составляет 31 т/сут, по ШГН – 2,0 т/сут. Опыт применения этих насосов показывает возможность достигать больших депрессий, работать с повышенным содержанием мехпримесей и без бригад подземного ремонта осуществлять смену внутри скважинного оборудования. В процессе эксплуатации струйных насосов выявлены и значительные недостатки, такие как замерзание рабочей жидкости (воды) в зимнее время. В скважинах, оборудованных струйными насосами, нет оперативного учета расхода рабочей жидкости поскважинно и, как следствие, определение дебита. За шесть лет эксплуатации фонд скважин, оборудованный струйными насосами, сократился с 15 до 6 скважин. Так, в 2002 году из 15 скважин стабильно работало только 7. Коэффициент использования фонда скважин,
оборудованного струйными насосами, в 2002 году составил 0,703 ед. В 2004 году струйные установки продолжали работать только на двух кустах, и в работе находилось от 3 до 6 скважин. Большая часть скважин из фонда струйных была переведена на электроцентробежные насосы. Таким образом, опыт внедрения струйных насосов на Хохряковском месторождении показал невысокую их эффективность, и развивать этот способ на месторождении не рекомендуется.
Установки ЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных скважин с пескопроявлением, с искривленными и наклонными стволами. Конкурирующим способом добычи нефти в диапазоне их работы 4 - 16 т/сут являются УШГН и струйные насосы. По сравнению с ними диафрагменные насосы имеют глубинный привод. Отсутствие металлоемкого устьевого оборудования облегчает эксплуатацию скважин. В трудных климатических условиях уменьшается загрязнение площади куста скважин.
На месторождениях Тюменской области ими оборудовано около двух сотен скважин. Средний дебит по жидкости составляет 9 т/сут, динамический уровень 330-1000 м, глубина спуска насосов 800-1600 м. В настоящее время широкое внедрение электродиафрагменных насосов на месторождениях Западной Сибири сдерживается по причине низкого качества изготовляемых насосов и низких напоров насоса.
На Ижевском электромеханическом заводе разрабатываются ЭДН с повышенными напорами. В настоящее время уже налажено производство насосов с номинальной подачей 4 м3/сут и развиваемым напором 2000 м.
С 2001 по 2003 гг. на Хохряковском месторождении проведены опытные работы по внедрению электродиафрагменных установок. Пять скважин оборудованных ЭДН работали в среднем с дебитом по жидкости от
1 до 8,7 м3/сут и по нефти от 0,4 до 3,7 м3/сут. В 2002 г. коэффициент использования скважин оборудованных ЭДН составил 0,370, т.е. более 60 % времени скважины находились в простое и в бездействии. В 2003 г. большая часть скважин была переведена на ЭЦН, часть находится в бездействии. На основании результатов эксплуатации электродиафрагменных насосов, их применение на Хохряковском месторождении не рекомендуется.
Одним из перспективных способов добычи нефти является использование бесштанговых поршневых насосов с гидроприводом (ГПН). Положительными моментами использования ГПН являются: высокий МРП работы скважин, малое влияние кривизны скважины на спуск-подъем оборудования и его эксплуатационную надежность, удобство эксплуатации при кустовом расположении скважин. Подача гидропоршневых насосов находится в пределах 25 - 250 м3/сут, но в этом диапазоне могут более эффективно работать установки ЭЦН.
В связи с большими капитальными и эксплуатационными затратами, а также большими трудозатратами на обслуживание наземного оборудования, что для условий Севера имеет немаловажное значение, применение УГПН на Хохряковском месторождении на данной стадии развития месторождения не рекомендуется.
Среди нового оборудования по добыче нефти в последнее время широко рекламируются винтовые насосы с приводом на поверхности (Австрия и Франция). Передача крутящего момента осуществляется насосными штангами. Отечественной промышленностью также начинается выпуск и освоение этих установок.
В настоящее время винтовые штанговые насосы, в основном зарубежного производства, испытываются на месторождениях Западной Сибири и Самарской области.
На Хохряковском месторождении применение винтовых штанговых насосов не планируется ввиду недостаточного опыта их применения.
Применение погружных электровинтовых насосов УЭВН сдерживается ограниченной областью их применения и низким качеством рабочих узлов насоса. Эти насосы предназначены для добычи нефти с повышенной вязкостью и большим газовым фактором, но более чувствительны к температуре перекачиваемой жидкости, что ограничивает их глубину подвески. Кроме того, установки ЭВН работают в диапазоне 16-200 м3/сут, где может найти более эффективное применение УШГН и УЭЦН. Учитывая это погружные УЭВН не рекомендуется применять на месторождении.
Штанговые насосы
По опыту разработки Хохряковского месторождения и других месторождений Тюменского региона, наиболее эффективным способом подъема жидкости из скважин с низкими дебитами являются установки ШГН. Установки ШГН характеризуются относительно низкими