1.2. ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА СПОСОБОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.

В прошлом при составлении проектных документов по разработке нефтяных залежей выбор способов эксплуатации скважин производился лишь после обоснования основных гидродинамических и технологических показателей системы разработки. Способ добычи нефти выбирался на ограниченный срок и, самое главное, уже после установления и обсчета всех гидродинамических параметров проекта, т.е. этому элементу отводилась второстепенная роль. В результате нередко выбор способа эксплуатации на практике приобретал случайный характер и в лучшем случае основывался на текущей характеристике скважин, которая, как известно, существенно меняется с течением времени. Отсюда, как следствие, на старых месторождениях наблюдались частые смены способов эксплуатации, например, ЭЦНУ на ШСНУ или, наоборот, ШСНУ на газлифт и т.д., производимые без согласования с параметрами применяемой системы разработки залежи. Подобная практика дорого обходится производству из-за смены способов эксплуатации скважин в процессе разработки.

По новой концепции способ эксплуатации скважин должен рассматриваться наравне с другими параметрами как один из факторов, определяющих варианты системы разработки месторождения. Кроме того, при применении некоторых способов добывные возможности скважин существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Таким образом, способы эксплуатации скважин должны быть тесно увязаны с другими элементами проекта разработки. Отсутствие такой увязки приводит к весьма нежелательным последствиям (излишним затратам средств на неоптимальное первоначальное обустройство, сопровождающееся ломкой ранее принятой схемы) либо к задержке темпов освоения месторождения.

Подъем продукции скважин на дневную поверхность занимает некоторое промежуточное положение между процессами, происходящими в разрабатываемой залежи и достаточно громоздкой системой сбора и подготовки нефти, газа и воды. В этой цепочке конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутрипромысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных — к резкому уменьшению КПД подъемника.

Большие емкости выкидных трубопроводов, особенно при невысоких дебитах скважин, вмещающие добычу из скважин за несколько суток, сильно затрудняют оперативный контроль за работой скважин, если к тому же скважины обводненные. Однако централизованная на большой площади система сбора нефти с очень длинными трубопроводами и высокими устьевыми противодавлениями на скважинах при некоторых условиях может быть сама по себе экономичной. Отсюда следует необходимость поиска оптимального варианта системы сбора нефти, органически связанной с режимами работы скважин.

Таким образом, в проект разработки месторождения нефти, в широком смысле этого понятия, должны входить следующие основные элементы: извлекаемые запасы нефти и газа; заданные или допустимые с точки зрения охраны недр или экологически целесообразные отборы нефти и жидкости в функции времени; число и расположение эксплуатационных и нагнетательных скважин; способы и масштабы искусственного воздействия на пласты; способы добычи нефти; диаметры эксплуатационных колонн в скважинах; схемы обустройства промысловых объектов на территории месторождения и технологии сбора и подготовки нефти; полный срок разработки месторождения и др.

Перечисленные элементы являются составными частями комплексного проекта разработки и, кроме того, взаимосвязаны со всеми другими элементами и между собой. В соответствии с директивными указаниями б. МНП СССР, во-первых, способы добычи нефти следует выбирать на весь период разработки; во-вторых, надо стремиться к тому, чтобы в послефонтанный период применять лишь один механизированный способ эксплуатации скважин. При необходимости смену послефонтанных механизированных способов добычи нефти надо согласовывать со средними сроками фактической амортизации основного эксплуатационного оборудования заменяемого способа.

Учет способа добычи нефти при составлении вариантов системы разработки усложняет процесс проектирования из-за существенного увеличения числа вариантов, подлежащих рассмотрению. Зато такой порядок составления проекта гарантирует от грубых ошибок и в конечном счете экономичен в народнохозяйственном отношении.

Очевидно, что выбор и обоснование одного послефонтанного способа на весь период разработки должны основываться на детальном экономическом анализе. При этом речь идет об экономических показателях в целом за весь период, так как в отдельные промежуточные этапы выбранный способ может оказаться и не самым выгодным. Экономичность того или иного способа определяется экономичностью варианта разработки в целом.

Особо следует отметить тесную взаимосвязь между способом добычи нефти и интенсивностью воздействия на пласт. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и, следовательно, регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. В некоторых работах подробно показано, что для насосных способов существует тесная зависимость производительности, надежности, КПД и экономичности от высоты подъема жидкости, а для газлифтных способов — от относительного погружения подъемных труб. В связи с этим приобретает особое значение детальное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов различной интенсивности заводнения в сочетании с применением разных способов добычи нефти или же в пределах возможностей одного способа, наилучшим образом отвечающего другим условиям работы скважин.

При длительном процессе разработки месторождения с течением времени возникают расхождения между проектом и действительностью, обусловленные разнообразными причинами: недостаточной изученностью месторождения к началу составления проекта, развитием техники добычи нефти, изменением первоначальных заданий по добыче нефти и т.д. В таких случаях составляется проект доразработки месторождения, в который, как и в первоначальный проект, органической частью должен входить выбор способа добычи нефти. Но здесь выбор способа добычи носит несколько особый характер вследствие того, что месторождение уже эксплуатируется какими-то способами и надо в пределах технико-экономической целесообразности стремиться оставить прежние способы, особенно если срок амортизации работающего оборудования не истек. И еще одно обстоятельство, которое необходимо учитывать в проекте доразработки, это необходимость переквалификации промыслового персонала, перестройки организации и управления производства и ломки установившихся навыков и традиций с учетом изменений характера технологических процессов добычи нефти.

Таким образом, выбор способа добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин — основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причин, но результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.

Практика показала, что надежный выбор базируется на анализе множества показателей.

Приведем некоторые рассуждения.

Энергоемкость процесса подъема жидкости зависит от коэффициента полезного действия, который для разных способов добычи имеет различные значения.

Стоимость обслуживания и ремонта напрямую зависит от способа добычи. Однако не все так очевидно: например, стоимость ремонта газлифтных скважин незначительна, но КПД этой системы в определенных горно-геологических условиях может оказаться весьма низким.

Капитальные вложения при внедрении способа механизированной добычи могут быть рассчитаны достаточно быстро и точно. Но расчеты по их компенсации требуют учета множества труднопрогнозируемых факторов: стоимости нефти, инфляции, из­менения во времени размеров налогов и т.д.

В этом могут помочь экономические модели, построенные как в начале разработки месторождения, так и на отдельных ее этапах: способы эксплуатации в процессе разработки также меняются.

Основные положения при выборе способа эксплуатации сводятся к следующему.

1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои
преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации
скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и
относительно низкие эксплуатационные расходы в течение "жизни"
скважины.

2. Показатели эксплуатации скважин различными способами
следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.

3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства
и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.

4. Ограничения, существующие на момент выбора способа,
касающиеся техники, технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.

Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи:

1) штанговый глубинный насос;

2) штанговый винтовой насос;

3) электропогружной центробежный электронасос;

4) диафрагменный насос;

5) гидропогружной насос;

6) струйный насос;

7) непрерывный газлифт;

8) периодический газлифт;

9) плунжерный газлифт.

Результирующие показатели приведены в табл. 1.1. Следует сказать, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Для отдельных нефтедобывающих регионов Российской Федерации показатели могут отличаться. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы. При этом следует внести коррективы в первую очередь в технические возможности применяемого оборудования, учесть разнообразие типоразмеров в пределах одного способа, а также широкое применение таких малоизвестных и используемых в качестве опытных экземпляров насосов: гидропоршневых, винтовых, диафрагменных, струйных, непрерывного, периодического и плунжерного газлифта.

Учитывая последнее обстоятельство и предполагая в будущем применение новых технологий в промышленном масштабе, приведем эти материалы.

Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, а другая -только для некоторых из них.

При выборе способа добычи нефти в качестве основных показателей рассматриваются технические, технологические, эксплуа-

Таблица 1.1 Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации

Показатели	Способ эксплуатации
шгн	швн	ЭЦН	ГПН	СН	НГЛ	ПРГЛ
Капитальные	Низкие, увеличиваются с	Низкие,	Соизмеримы с	Соизмеримы с	Снижаются за счет
вложения	глубиной и производительностью	увеличиваются с	УШГН.	ШГН,	централизованной добычи, растут
			ростом	Снижаются при	увеличиваются с	за счет сооружения
			мощности	групповой сис-	ростом мощности	компрессорных станций
				теме, но послед-
				няя осложняет
				технологию
Подземное	Характеризуется	Многообразно.	Многообразие	Многообразие	Возможны	Простота	Применяют
оборудова-	многообразием	Трудности с	типоразмеров.	типоразмеров.	механические	установки ГК,	забойный клапан
ние		подбором	Усложнение	Вторая колонна	примеси. Отсут-	применение	и камеру
		эластомера для	конструкции за	НКТ. Подъем и	ствие движу-	канатной	замещения
		статора	счет кабеля	спуск насоса без	щихся деталей,	техники для
				СПОсНКТ	долговечность,	СПОсо
					простота ре-	скважинным
					монта	оборудованием
Коэффици-	50-60 % при	50-70 %	50 % для	30-40 %, при	30 %, зависит от	20%,	5-10 %,
ент полезного	#„ = 0,8+1,0		высокопродукти	Г>\1 mVm3,	рабочего	увеличивается	увеличивается за
действия			вных скважин,	тенденция к	давления силовой	при уменьше-	счет применения
			уменьшается	уменьшению	жидкости и по-	нии дебита,	плунжера
			при2эн<< 160		гружения насоса	газового факто-
			м /сут			ра и обводнен-
						ности жидкости
Возмож-	Простая —	Ограничена —	Ограничена —	Хорошая —	Отличная-	Отличная —	Хорошая — из-
ность	изменением S,	изменением я	требуется	изменением pv,	изменением pv,	изменением Vr,	менением Vr
регулировали		ротора	точный подбор	<2сж, выбором	беж, подбор	диаметр НКТ
я				соответствую-	сопла
				щего насоса

Продолжение табл. 1.1

Показатели	Способ эксплуатации
шгн	швн	ЭЦН	гпн	СН	НГЛ	ПРГЛ
Проблемы	Утечки через	Повреждение	Требуется	Содержание	Механические	Надежный	Замер и
	сальник	эластомера —	большой	механических	примеси до 2 %	компрессор с Кэ	регулирование
		заклинивание	диапазон	примесей не	диаметром до 25	> 0,35, осушка
		через сальник	мощности	более 1,5 %	мкм	газа
				диаметром не
				более 15 мкм;
				смазка для воды,
				утечка в силовом
				насосе
Эксплуата-	Низкие до Я„=	Низкие, зависят	Растут при	Растут при	Высокие с учетом	Низкие, зависят от стоимости
ционные	2250 м и бж < 64	от	снижении МРП,	снижении МРП,	потребляемой	компрессора и VT
затраты	м3/сут	долговечности	относительно	выше, чем у	мощности, растут
		статора	велики при	ШГН	при снижении
			большой Мэд		МРП
Надежность	Отличная, при	Хорошая, при	Зависит от	Хорошая при	Хорошая при	Отличная при правильно
	наличии	надежном	качественного	надежном	правильном	спроектированной системе:
	осложнений	эластомере	подбора насоса к	контроле работы	выборе сопла и	оптимальное значение Vrnpp
	снижается		скважине,	системы	диффузора и рсп
			температуры		<28МПа
Проектиро-	Простота —	Простота —	Требует точных	Подбор индивидуальный, нужен	Требуется сухой газ без
вание	каждая	ограничения в	исходных	предварительный опыт	коррозионных примесей, выгодно
системы	скважина	выборе	данных, подход			снижение давления
	рассматривается	установки	строго
	индивидуально		индивидуальный

Условия	Диаметр	Диаметр	Ограничение	Д,к>200ммпри	Ясп до 6100 м,	Пш2ж> 160	Уровень
эксплуата-	обсадной	обсадной		параллельном	остальное как для	м/сутД,к> >	жидкости в
ции	колонны не	колонны более	температуры,	спуске, рс н< 35	ЭЦН	178 мм, dmn>	скважине
(ограниче-	менее 140 мм,	140 мм и	Д,к<300мм,	МПа, Ясп< 5200		89мм рр> 10	больше 3000 м
ния)	Ясп< < 2300 м	глубина	Ясп< 3000 м	м		МПа,
		подвески
	при бж< 80	менее 1500 м				Ясп< 3050 м
	м /сутиЯсп<<
	4560 м при Qx <
	2,5 м3/сут
Условия на	Рпр>0,35+ 0,7	Рпр=< 0,7 МПа	Рпр=1,75 МПа, рг	рщ > 0,7 МПа	р„р>2,ЗМПапри	Др„р = 0,7 МПа	Рпр>1,75 МПа
приеме	МПа		<5%		Ясп=1500 м	на 305 м при Ясп	при Ясп=3000 м,
насоса						= 3000 м />пр > 7	условия
						МПа	улучшаются при
							использовании
							камеры
							замещения
Глубина	йсп до 2300 м	Ясп< 1500 м	Яот < 3000 м	Яот< 5200 м при	Ясп < 6100 м	Ясп < 3050 м при	Яот>3000 м при
использова-	прибж<80			рсв< 35,0 МПа		4ят^73 мм,	Hyp > 3000 м
ния	м7сут,Яш< <					Г=170м3/м3,рр=
установки	456 м при (?ж <					10,0 МПа, Qx<
	2,5 м3/сут					160 м3/сут
Занимаемая	Значительная	Небольшая	Небольшая —	Силовой насос, установка для	Компрессор, газовые линии
площадь	подСК		трансформатор	подготовки силовой жидкости
Приводной	Электрический или газовый	Электрический	Электрический, газовый, дизельный	Электрический, газовый,
двигатель					турбина для привода
					компрессора
Парафино-	Подача	Подача ингибитора в затруб-ное	Подача ингибитора в рабочую	Подача ингибитора с газом в
образова-ние	ингибитора,	пространство, термообработка	жидкость, термообработка	затрубное пространство и в
	скребки,				газовые линии, скребки
	термообработка

 

Кривизна	Увеличение	Необходимы	Удовлетвори-	Возможна работа	Отлично:	Отлично: ограничение при спуске
ствола сква-	трения,	центраторы	тельная при	в горизонтальных	применить	клапанов при кривизне более 70°
жины	удовлетворитель		установке насоса	скважинах	короткий насос в
	ная работа при а		в интервале не		стволе с
	< <5°на Юм		более 2° на 10 м		кривизной до 8°
					на 10 м

Продолжение табл. 1.1

Показатели	Способ эксплуатации
шгн	ШВН	ЭЦН	гпн	СН	НГЛ	ПРГЛ
Примене-ние	Возможно в	Нет	Нет	Возможно в многопластовой	Возможно применение
двухрядного	обсадных			скважине при надежной изоляции	двухрядного лифта из НКТ
лифта	колоннах Д, к >			пластов		d = 60 мм в колонне 178 мм и d
	> 178 мм					= 76 мм в колонне
						229 мм
Механичес-	Возможно при |х	Хорошо при	Механические	Допуск	Допуск до 3 % в	Отлично,	Удовлетвори-
кие примеси	= 10 + 200мПас	содержании	примеси	механических	рабочей	ограничения в	тельно,
	и более при	песка до 50 % и	допустимы до	примесей до 0,01	жидкости	системе сбора	возможны
	содержании	р>200 мПа-с	0,2 %,	% с диаметром		нефти-до 0,1	отложения в
	песка до 10 %		применять	частиц менее		%	клапанах
			износостойкие	15 мм
			материалы
Вязкость	Хорошо при |х	Отлично	Удовлетвори-	Хорошо до |Х = =	Хорошо — |Х = =	Удовлетворительно при |х = =20
	= 200мПас и		тельно при |х =	500 мПа-с и р=	80 мПа-с, рабочая	мПа-с и р = 960 кг/м
	бж=64 м3/суг		200 мПас, надо	1010 кг/м3.	жидкость с |Х = 50
			увеличить TV и	Силовая	мПасир = 910
			снизить ру	жидкость менее	кг/м3
				вязкая

 

Высокий дебит

Удовлетвори­тельно — бшах= = 640 м³/суг при

crfOO ми бж=160 м³/суг при Лсп=1500 м

Возможно при б=320м³/суги йсп=610м;при 6=32 м³/сут и йсп=1500м

Отлично при бж=640 м³/суг и

п=1200 м. Требуется увеличение мощности си­стемы

Хорошо при 0к= 480м³/сугиЯ_сп= 1200^0^160 м³/сугиЯ_(Я=3050м при />=24,5МПа

Отлично при

требуемой

мощности

³/сут

Отлично — Q_x< 800+ 1600 м³/сут врар_т=Ю МПа, Г= 170

 

Плохо-

= 32м³/сут

 

Удовлетвори- 16 теЛЬНО 2min= = 32 м3/сут приЯсп=1200м

Малый дебит

Отлично с 2=16 м /сут

Плохо — низкий КПД при бж=64 м³/сут

Удовлетвори­тельно при Q_K— —+48м³/сугс глубины 1200-1300 м. Возможен 2ж=12 W/cyr при =3600 м

Удовлетвори­тельно 6min= =32 м³/сут

Хорошо при

йш„=48 м /сут

Примечания: СПО — спускоподьемные операции; ГК — газлифгный клапан; К_я — коэффициент наполнения; д, — рабочее давление; Q_K — дебит жидкости; Г— газовый фактор; V_T — расход газа; S — длина хода полированного шгока; rf_H — диаметр насоса; п_х — число ходов; я — частота вращения; Q_cx — объемный расход силовой жидкости; d — диаметр; К_э — коэффициент эксплуатации; ЭД — двигатель; TV — мощность; р_с „ — давление силового насоса; Т-температура; Щ, _п — глубина спуска насоса; Д,_к — диаметр обсадной колонны; р_щ — давление на приеме насоса; &р — перепад давления; H_w — глубина динамического уровня; СК — станок-качалка; а — угол отклонения от вертикали; р_у — давление на устье; |Х — вязкость; р — плотность жидкости; Qm^ —максимальный дебит, Q™ — минимальный дебит скважины.

тационные, экологические и социальные. Предварительный выбор по рекомендации И.Т. Мищенко с соавторами [7] может быть произведен на основе обобщенных параметров с использованием рангового подхода.

Для одной группы частных параметров (X), оценивающих возможность успешного применения того или иного способа добычи, рекомендуется использовать пятибалльную систему оценок:

Отличная 4

Хорошая………………………………………. 3

Удовлетворительная 2

Плохая………………………….. 1

Невозможно О

Для другой группы частных параметров (У), характеризующих сложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т.д., достаточно использовать трехбалльную систему оценок:

Высокая………………………………………… 3

Средняя………………………… 2

Низкая…………………………………………… 1

Обобщенные Z-параметры для различных способов добычи нефти могут быть определены как средние геометрические частных оценок для рассматриваемых параметров:

(1.21)

 

 

где X — обобщенный параметр, оценивающий возможность успешного применения данного способа добычи нефти; Y — обобщенный параметр, характеризующий общую эффективность способа добычи нефти; Xj, у, — оценка частных параметров; п, к — число частных х- и у-параметров.

Оценку частных х-параметров для основных способов механизированной добычи нефти можно производить по рекомендуемым оценкам в зависимости от горно-геологических условий их применения, приведенным в работе [7].

Рассматриваемая система оценок параметров может быть использована только для предварительного выбора способа добычи

нефти. Окончательное решение должно приниматься по основным показателям варианта проектируемой системы разработки.

Этот метод удобен тем, что если хоть один из частных параметров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим в условиях эксплуатации данного объекта разработки. Для него характерна высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров. Рассчитывая обобщенные параметры X и Y, допускается уточнение тех частных параметров, которые могут существенно влиять на возможность и эффективность применения того или иного способа добычи нефти в конкретных условиях.

Обратите внимание: