Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 55

С целью достижения стабильной работы нефтяных скважин в условиях Уренгойского месторождения разработаны два специаль­ных плунжера [8-10]. Принцип действия ПЛР-59 основан на разру­шении парафиновых отложений комбинированным механическим воздействием: резанием с последующим растиранием. Разрыхление тугоплавких парафинов на внутренней поверхности лифтовых труб осуществляется двумя вращающимися втулками.

Для скважин с комбинированным отложением парафинов и гидратов, предназначен плунжер ППД-52/59 с переменным наруж­ным диаметром. Срезает и удаляет отложения он только при подъ­еме, когда движущей силой плунжера является большой перепад давления. Во время спуска наружный диаметр его уменьшается, обеспечивая свободное падение на нижний амортизатор.

Широко распространенные газлифтные технологии добычи нефти на Уренгойском месторождении не являются единственно возможными и не отрицают применения других способов механи­зированной добычи. В настоящее время прорабатываются техноло­гические варианты одновременного использования в одной компо­новке газлифта и электропогружного насоса. Целью такого комби­нирования является дополнительное снижение динамического дав­ления на забой обводнённых нефтяных скважин, дебит по жидко­сти в которых превышает 25-30 т/сут. Эксплуатация таких скважин только газлифтом затруднена или невозможна из-за интенсивного отложения гидратов в лифтовых трубах.

Компоновка, в которой ЭЦН предполагается спускать на мак­симальную глубину в интервал перфорации, а выше в лифтовых трубах на уровне 1200-1300 м размещать рабочий газлифтный кла­пан, позволит по проектным расчетам увеличить депрессию на пласт на 3,7-4,2 МПа. Принимая во внимание ежегодное падение пластового давления на 0,8-1,1 МПа, такая компоновка позволит продлить беспакерную эксплуатацию скважины на 3-4 года.

Вывод из бездействующего фонда обводненных относитель­но высокодебитных скважин позволит обеспечить дополнительную добычу нефти, при этом удельный расход рабочего газлифтного газа составит 250-300 м3/т. Уменьшение газового фактора, а также

121


дополнительный подогрев жидкости при прохождении через ЭЦН будут направлены на обеспечение безгидратного режима работы скважины.

Выводы и рекомендации

На Уренгойском месторождении создана система механизи­рованной добычи углеводородного сырья из нефтяных оторочек на основе внедрения и совершенствования бескомпрессорных газ-лифтных технологий. Однако, существенное изменение условий и требования эффективной эксплуатации нефтяных скважин делают актуальным необходимость продолжения работ по выбору и адап­тации других известных в промысловой практике способов механи­зированной добычи.

В этой связи ООО "ТюменНИИгипрогаз" и ООО "Уренгой-газпром" с учетом накопленной геолого-промысловой информации предшествующего периода эксплуатации необходимо провести уточнение проекта разработки. Целесообразно вновь провести тех­нико-экономическое обоснование способов дальнейшей механизи­рованной добычи нефти для малодебитных (до 10 т/сут) и высоко-дебитных обводненных (до 50 т/сут) нефтяных скважин, работа ко­торых осложнена парафиногидратными отложениями.

ООО ВНИИГАЗ, ООО "ТюменНИИгипрогаз" и ООО "Урен-гойгазпром" рекомендуется разработать и внедрить новые методи­ческие, технические и технологические решения, направленные на увеличение эффективности эксплуатации нефтяных скважин Урен­гойского месторождения.

Список использованной литературы

1.  Сулейманов Р.С. Высокие технологии Большого Уренгоя.
В сборнике: Проблемы освоения месторождений Уренгойского
комплекса. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998, стр. 9-23.

2.  Ланчаков Г.А., Минаев В.З., Нитипин Л.Д. и др. Повыше­
ние эффективности и надежности эксплуатации нефтяных скважин
Уренгойского месторождения, осложненных парафиногидратообразованием. - М.: ИРЦ Газпром, 1993.

122


3.  Кульков А.Н., Туренков Н.А., Кучеров Г.Г. и др. Опыт до­
бычи и промысловой подготовки нефти с нефтяных оторочек Урен­
гойского ГКМ. - М.: ВНИИЭГазпром, 1989.