С 1992 г. газлифт и через полтора года ЭЦН начали применяться для продолжения эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского месторождения. В табл. 4 приведены объемы добычи нефти различными способами эксплуатации и динамика изменения действующего фонда скважин [6].
Глубинно-насосная эксплуатация на Уренгойском месторождении осуществляется только с использованием установок электроцентробежных насосов (ЭЦН). Для его реализации применялись четыре типоразмера ЭЦН с производительностью от 20 до 50 м3/сут и напором от 1700 до 2000 м.
Опыт работы установок электроцентробежных насосов показал, что в условиях быстрого падения пластового давления, роста газового фактора и снижения продуктивности пластов возможность эффективного применения ЭЦН ограничена. Кроме этого, к 1997 г. средние дебиты по скважинам при переводе на механизированную добычу составили порядка 15-16 т/сут и оказались ниже минималь-
113
ной производительности ЭЦН. С этого времени начинается сокращение числа скважин, оборудованных этими установками.
Таблица 4
Динамика изменения добычи нефти и действующего фонда нефтяных скважин по способам эксплуатации
|
Способ добычи |
Добыча нефти, тыс. т/скважины |
|||||
|
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
|
|
Фонтанный |
408.5 60 |
359.1 58 |
273.7 51 |
211.4 46 |
193 45 |
186.7 44 |
|
Газлифтный, в т.ч. бескомпрессорный |
112.7 28 |
152.1 36 |
239.5 70 27 31 |
288.6 90 73 77 |
309.9 99 226 90 |
268.5 97 219.1 89 |
|
ЭЦН |
52.2 8 |
98.6 16 |
96.9 6 |
24.5 5 |
4 1 |
34 1 |
|
Всего |
573.4 96 |
608 ПО |
610.1 131 |
524.5 140 |
506.9 145 |
489.7 142 |
Наличие стабильного внешнего источника газа высокого давления были основными аргументами в пользу внедрения и развития газлифтной эксплуатации на Уренгойском НГКМ [7, 11].
Одной из отличительных особенностей газлифтньгх технологий является способность адаптации к широкому спектру разнообразных геолого-технических и промысловых условий. Простая регулировка на устье скважины по давлению и объему закачиваемого газа позволяет изменять в широких пределах производительность подъемника. Газлифтный способ не имеет ограничения по верхнему пределу газового фактора пластового флюида и глубине скважины. Сдерживающим фактором его применения является незавершенное обустройство кустов нефтяных скважин Уренгойского месторождения в результате чего не везде в полной мере обеспечивается контроль за технологическим режимом работы.
114
Проектами разработки и обустройства нефтяных оторочек Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, выполненными ООО "ТюменНИИгипрогаз", предусматривалась газлифтная эксплуатация с подачей рабочего агента от двух компрессорных станций. Для этого попутный нефтяной газ должен был комприми-роваться в три ступени сжатия с 0,5 до 1.1,5 МПа. После каждой ступени предполагалась качественная подготовка газа в теплообменниках, аппаратах воздушного охлаждения и сепараторах. Таким образом, в состав проектной газлифтной компрессорной станции кроме компрессорных агрегатов входила установка подготовки и осушки газа. Отсутствие необходимого компрессорного оборудования, выпускаемого отечественной промышленностью, и потребность в значительных капитальных вложениях на их разработку и строительство газлифтных компрессорных станций не позволяли вести эффективную дальнейшую эксплуатацию нефтяных скважин.
Выполненные специалистами ООО "Уренгойгазпром" проектные, технические и технологические разработки позволили решить эту проблему. Было предложено использовать подготовленный на УКПГ-2В, 5В валанжинский газ высокого давления с необходимыми параметрами для газлифтной эксплуатации. Предусмотрено применение существующих технологических схем газовых и нефтяных промыслов, а также имеющихся коммуникаций. При этом нефтяные скважины будут обеспечены газлифтным газом на весь период разработки Уренгойского месторождения с вводом до-жимных компрессорных станций на валанжинских УКПГ.
Внедрение бескомпрессорного газлифта позволило отказаться от строительства двух газлифтных компрессорных станций, увеличить фонд действующих скважин и сократить эксплуатационные затраты, связанные с его поддержанием. Сегодня подготовленный газ из валанжинских залежей используется на 89 газлифтных скважинах.
В рамках системы бескомпрессорного газлифта, на основе созданного банка данных градиентных кривых давления, решены методические вопросы проектирования компоновок подземного оборудования с резервными газлифтными клапанами. Такими компоновками оборудованы 62 нефтяные скважины Уренгойского месторождения.
115
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.