Анализ разработки нефтегазового месторождения (стр. 12 из 29)

капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. В то же время они обладают высокой металлоемкостью, подвержены значительному влиянию кривизны ствола скважины на работоспособность установки, имеют ограничения по глубине подвески насоса. На месторождениях Тюменской области штанговыми насосами оборудовано около 40 % скважин, межремонтный период и коэффициент эксплуатации которых составляет 360 сут. и 0,924 соответственно.

Учитывая накопленный опыт работы с фондом скважин оборудованных УШГН, и в дальнейшем на Хохряковском месторождении рекомендуется использовать штанговые насосы на фонде скважин с дебитом до 25 м3/сут. На месторождении на 20 % вновь пробуренных скважинах планируется задействовать штанговые насосы диаметром от 32 до 44 мм вставного типа.

Электроцентробежные насосы

Опыт насосной эксплуатации на Хохряковском месторождении показал успешную работу электроцентробежных насосов. В Тюменской области ими оборудовано около 60 % скважин насосного фонда. УЭЦН обеспечивают область дебитов от 15 до 1000 м3/сут и применяются в различных геологопромысловых условиях:

газовый фактор - 10-600 м3/м3; глубина пласта - до 3500 м; температура пласта - до 120°С: в условиях абразивно-содержащих жидкостей и парафино-гидратных

отложений.

Установки УЭЦН при средних глубинах спуска (1900-2000 м) имеют достаточно высокие показатели эксплуатационной надежности и позволяют регулировать рабочие параметры в широком диапазоне. С внедрением (с 2003 г.) на месторождении телеметрических систем контроля (ТМС) за давлением и температурой на приеме насосных установок, на 30 % скважин осуществляется оперативный контроль за работой погружного оборудования и забойным давлением.

Слабым звеном в условиях наклонно-направленных скважин является наличие, кабеля, подвергающегося механическим повреждениям при спускоподъемных операциях, а также перегрев двигателя и кабеля при условии применения УЭЦН в низкопродуктивных скважинах.

Установки ЭЦН, как способ добычи, вполне удовлетворяют условиям разработки Хохряковского месторождения, что подтверждается многолетней эксплуатацией этих насосов на месторождении.

Технология эксплуатации скважин в условиях месторождения уже отработана, накоплен положительный опыт обслуживания установок, развиты производственные мощности по ремонту и прокату насосного оборудования. На месторождении на 80 % вновь пробуренных скважинах планируется задействовать установки ЭЦН производительностью от 25, 50, 80, 125 и 250 м3/сут.

Указанные выше предпосылки гарантируют на данной стадии разработки Хохряковского месторождения эффективное применение УЭЦН и УШГН. Среднее значение дебита жидкости по новым скважинам в течение

первых 15 лет запроектировано в диапазоне 13-84 м3/сут.

Наилучшие энергетические и экономические показатели при эксплуатации скважин с дебитом более 25 м3/сут имеют УЭЦН, а с дебитом ниже 25 м3/сут - УШГН.

Таким образом, на данной стадии разработки месторождения основными способами эксплуатации на фонде вновь пробуренных скважин рекомендуются УЭЦН (с дебитом более 25 м3/сут) и УШГН (с дебитом до 25 м3/сут). Согласно проектным показателям разработки на месторождении предполагается оборудовать 80 % скважин УЭЦН и 20 % установками УШГН.

Характеристика показателей эксплуатации скважин

Основным проектным документом разработки Хохряковского месторождения по добывающим скважинам были приняты забойные давления в пределах 15,0 МПа /1/. Динамика забойных давлений по основным способам добычи за последние четыре года представлена на рисунке 3.3.

Рис. 3.3. Динамика пластовых и забойных давлений на Хохряковском месторождении

Из графика видно, что по фонду УЭЦН забойные давления с 1.01.01 г. (13,7 МПа) ежегодно снижаются и в настоящее время достигают средних значений - 8,3 МПа, что составляет 0,95 % от давления насыщения. По фонду УШГН также наблюдается снижение Рзаб, но в меньшей степени, а с 1.01.03 г. по 1.01.05 г. снижение забойного давления стабилизировалось в районе 13,3 МПа.

Учитывая, что пластовое давление за анализируемый период значительно не изменилось и в зонах отбора составляет 20,8-21,0 МПа добыча нефти на месторождении осуществляется с ежегодным увеличением

(особенно по фонду УЭЦН) депрессии на пласт. Так, по фонду УЭЦН с 1.01.01 г. по 1.01.05 г. депрессия увеличилась с 7,3 МПа до 12,7 МПа, а по фонду УШГН с 4,8 МПа до 8,0 МПа.

Повышение депрессии явилось следствием проводимых в НГДУ мероприятий направленных на увеличение отборов жидкости и нефти. Основными мероприятиями на месторождении за последний период разработки месторождения (4 -5 лет) стали:

- проведение массовых ГРП;

- применение высоконапорных установок, позволяющих

увеличивать глубину спуска насосов. Так, за анализируемый период глубина спуска УЭЦН увеличилась с 1750 м до 2240 м, а по фонду УШГН – с 1500 м до 1695 м;

- применение телеметрических систем (ТМС) контроля за давлением и температурой на приеме УЭЦН, газовых сепараторов для УЭЦН и хвостовиков малого диаметра для УШГН;

- проведение оптимизации всего фонда скважин.

В основном снижение забойного давления на месторождении достигается за счет заглубления насосного оборудования. Однако, увеличение глубины спуска УЭЦН и эксплуатация их с высокими депрессиями и отборами даже в чисто нефтяной зоне (по ряду скважин депрессия составляет 15,0-16,0 МПа и выше) приводит к преждевременному обводнению скважин (№№ 128, 130, 338, 365, 714, 743, 860, 877, 1043), образованию «языков» обводнения, промытым зонам и, в конечном итоге, к

снижению эффективности системы ППД. Кроме того, известно, что снижение забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения приводит к частичному разгазированию нефти в призабойной зоне, увеличению вязкости нефти и снижению продуктивности по нефти. С технической точки зрения, заглубление насосных установок приводит к более тяжелым условиям работы погружного насосного оборудования. Увеличивается температура и давление, повышенные депрессии способствуют выносу мехпримесей, а в начальный период после ГРП - выносу проппанта. Показатели надежности работы погружного насосного оборудования на Хохряковском месторождении снижаются, что видно из рисунков 3.4 и 3.5.

Рис 3.4. Динамика отказа фонда скважин, оборудованных УЭЦН

Из приведенных данных по отказам скважин видно, что по фонду УЭЦН и УШГН за анализируемый период растет общее количество отказов, а также растет и коэффициент отказа приходящийся на одну скважину (Котк.). По фонду УЭЦН количество отказов за скользящий год увеличилось с 229 (1.01.01 г.) до 616 отказов (1.01.05 г.), а коэффициент отказности соответственно с 1,01 до 1,82 ед. Это подтверждается исследованиями /2/. Так из промысловой статистики известно, что при забойном давлении равном 1,2 от Рнас. – вероятность отказа УЭЦН не превышает 10 %, а при снижении забойного давления до 0,8 от Рнас вероятность отказа УЭЦН составляет около 45 %. По фонду УШГН при резком уменьшении действующего фонда наблюдается та же картина - коэффициент отказности увеличился с 1,28 до

2,24 ед.

Рис 3.5. Динамика отказа фонда скважин, оборудованных УШГН

Таким образом, наблюдаемая на месторождении тенденция снижения забойного давления ухудшает характеристики надежной работы погружного оборудования и ведет к дополнительным расходам на ремонтные работы. По основному способу добычи (УЭЦН) в призабойной зоне создаются условия снижающие продуктивность скважины по нефти.

Проектом предусматривается разбуривание и ввод новых скважин в основном на водонефтяных зонах месторождения (северная и западная части месторождения). На основании анализа и разбуривания месторождения в ВНЗ рекомендуется на вновь вводимых скважинах ограничивать забойные давления в пределах 10 - 11 МПа.

Рис. 3.6. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ЭЦН, от глубины спуска насоса и обводненности

Рис. 3.7. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ЭЦН с газосепаратором, от глубины спуска насоса и обводненности

На рисунках 3.6. – 3.9. приведены зависимости достигаемых забойных давлений от глубины спуска и обводненности продукции, по предлагаемым способам эксплуатации.

Рис. 3.8. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ШГН, от глубины спуска насоса и обводненности

При этом были приняты следующие допустимые значения

газосодержания на приеме насоса: ЭЦН – 25 %, ШГН – 15 %. В вариантах использования газовых сепарато-ров и газовых якорей газосодержание на приеме принято: ЭЦН – 40 %, ШГН – 30 %.

Принятые предельные забойные давления (10,0-11,0 МПа) будут достигаться при спуске установок ЭЦН на глубину не более 1800 м с газосепаратором и 2000 м без газосепаратора.

На низкодебитных скважинах фонда УШГН рекомендуется спускать насосына глубину 1650-1750 м при этом Рзаб будет равным 14,0-11,5 МПа.

Рис. 3.9. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных ШГН с газосепаратором, от глубины спуска насоса и обводненности.

Парк основных технических средств отечественного производства приведен в таблице 3.12. Рекомендуются к применению и высоконапорные установки ЭЦН импортного производства типа TD 280 – 4100, производительностью 15 – 460 м3/сут., которые положительно зарекомендовали себя на Хохряковском месторождении.