Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи

УДК 622.276

На правах рукописи

Совершенствование комплекса

технологий и технических средств

для одновременно-раздельной

нефтедобычи

(в условиях НГДУ «Арланнефть» –Добыча»)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2011

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель	− доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:	− доктор технических наук, доцент − кандидат технических наук
Ведущее предприятие	− «Нефтегазтехнология»

Защита диссертации состоится 23 декабря 2011 г. в 1030 часов
на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»
г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 23 ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Задача поддержания уровня добычи нефти за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечивать необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности, является основной. Одной из таких технологий является одновременно-раздельная добыча (ОРД) из нескольких пластов.

Известно, что метод ОРД широко использовался еще в 60-70-х годах прошлого столетия на ряде месторождений США. Было разработано много вариантов установок для ОРД как для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, так и более, достигая трех и четырех. Для этого бурились скважины специальной конструкции. Бурение таких скважин повышало не только стоимость самой скважины, но и требовало использования достаточно большого перечня дополнительного специального оборудования. Опыт эксплуатации показал, что использование данного метода было оправданно только на тех месторождениях, где затраты окупались за счёт высоких дебитов скважин. Это, естественно, ограничивало его распространение. В большинстве нефтедобывающих компаний России решается задача по адаптации данного метода для внедрения на существующем добывающем фонде скважин.

Задача поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечивать необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности, является одной из основных. Особенно актуальной задача оказалась для многопластовых месторождений, в частности, для разработки технологий по приобщению ранее неразрабатываемых запасов нефти верхнележащих горизонтов без бурения дополнительных скважин.

Если ранее по геологическим условиям необходимо было вовлекать в разработку запасы, сосредоточенные в верхних горизонтах, только после истощения и полной выработки нижних горизонтов, то использование технологии ОРД позволяет осуществлять это одновременно.

Разрабатываемая технология изначально была сориентирована на разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях органических и неорганических отложений добывающих скважин НГДУ «Арланнефть» –Добыча».

Решению этих проблем посвящены исследования , , , , , , и многих других.

В сложившейся ситуации возникла необходимость также и разработки новых технологий интенсификации добычи для рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях и, в первую очередь, усовершенствования используемых технологий.

Цель работы – внедрение технологии ОРД штанговым глубинным (ШГН) и электроцентробежным (ЭЦН) насосами применительно к многопластовым месторождениям и разработка технологии и технических средств повышения производительности скважин осложнённого фонда месторождений НГДУ «Арланнефть» –Добыча».

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:

- исследование механизма образования и предупреждения неорганических отложений с применением химических методов;

- разработка электрохимического метода и технических устройств предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин;

- внедрение одновременно-раздельной добычи нефти по схеме ЭЦН + ШГН применительно к скважинам месторождений НГДУ «Арланнефть» –Добыча».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна результатов работы:

- исследована возможность применения химических реагентов в виде раствора с попутно-добываемой водой;

- изучена возможность использования установок с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов (ПКМ) для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в первых (2–8) ступенях ЭЦН;

- установлено, что негативное влияние блуждающих токов и статического электричества на глубинно-насосное оборудование может быть снижено за счёт использования устройства дренажной защиты, устанавливаемого ниже погружного электродвигателя;

- опробована установка одновременно-раздельной добычи нефти по схеме ЭЦН + ШГН применительно к скважинам многопластовых месторождений НГДУ «Арланнефть» –Добыча».

На защиту выносятся:

- результаты экспериментального исследования повышения эффективности ингибиторной защиты с применением химических реагентов в виде раствора с попутно-добываемой водой;

- эффекты при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;

- результаты промысловых исследований электродренажной защиты скважинного оборудования;

- результаты внедрения высокоэффективного комплексного метода и устройств одновременно-раздельной добычи нефти по схеме ЭЦН + ШГН применительно к скважинам многопластовых месторождений.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные методические рекомендации и технические средства позволяют предупредить образование неорганических отложений, сократить применение ингибиторов, использование дозировочных насосов и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда.

Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению асфальтосмолопарафиновых отложений используются на Арланском месторождении НГДУ «Арланнефть» –Добыча».

В результате применения разработанных технических устройств предупреждения коррозии межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.), на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума» (г. Уфа, 2006 г.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти
, нефтепродуктов и газа» в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования РФ, получены 2 патента РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 108 наименований. Работа изложена на 138 страницах машинописного текста, содержит 14 таблиц и 18 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрены технологии борьбы с органическими отложениями при добыче нефти в условиях НГДУ «Арланнефть» -Добыча».

Одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование органических отложений, которые появляются в призабойной зоне скважин и на поверхности глубинно-насосного оборудования. Образование отложений приводит к снижению добычи нефти, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге – к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Месторождения НГДУ «Арланнефть» -Добыча» находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводнённостью скважин, и осложнены образованием органических и неорганических отложений. Нефть месторождений высоковязкая, тяжёлая, сернистая с низким выходом лёгких фракций.

Добыча нефти за 2010 год составила 3,889 млн тонн, из них более 20 % добывается из скважин, осложнённых органическими отложениями, и 11,8 % – из скважин, осложнённых неорганическими отложениями.

Осложнённый АСПО фонд НГДУ «Арланнефть» –Добыча» на 01.01.2011 г. составил 584 скважины (рисунок 1) с ежесуточной добычей 2,427 тыс. тонн нефти. Проблема борьбы с АСПО приобретает особую актуальность, так как в последние годы замечается увеличение тяжёлых, высокомолекулярных композиций в составе добываемой продукции скважин. В 2010 году, согласно СТО и СТО , для предупреждения образования АСПО применялись ингибиторы Сонпар-5401, Сонпар-5403, СНПХ-7941 при удельных дозировках 200 г/т, для удаления – растворители
Сонпар-5402, СНПХ-7870.

Всего в 2010 году проведенообработок по предупреждению и удалению АСПО, в том числе 824 обработки растворителем АСПО. Средний расход ингибиторов составил 6,4 кг, растворителей – 243 кг на одну обработку (рисунок 1).

Рисунок 1 – Фонд скважин осложнённых органическими отложениями, по НГДУ «Арланнефть» -Добыча»
за годы

Таблица 1 – Использование химреагентов для обработок скважин,
осложнённых АСПО

Виды химреагентов	План 2010 года	Факт 2010 года	Отклонение, +/-
Ингибиторы АСПО, т	145,2	144,2	-1,0
Сонпар-5401	29,2	38,067	8,9
Сонпар-5403	0	86,43	86,43
СНПХ-7941	116,0	19,687	-96,3
Растворители АСПО, т	187,2	201,0	13,8
Сонпар-5402	0	180,1	180,1
СНПХ-7870	187,2	20,9	-166,3

Для повышения эффективности обработок предложено уменьшить время циркуляции путём заливки химреагента в виде раствора с попутно-добываемой водой с целью преодоления нефтяного слоя затрубного пространства (за счёт повышения плотности жидкости, большей плотности нефти). При этом основной целью циркуляции остается только смыв раствора с поверхности межтрубного пространства. При необходимом объеме жидкости для смыва отложений с условием покрытия поверхности межтрубного пространства на 1/3 площади и толщиной 2 мм время циркуляции многократно уменьшается. Результаты расчетов времени циркуляции ингибитора АСПО и деэмульгаторов Тцир по формуле представлены в таблице 2.

,

где R – коэффициент, учитывающий площадь покрытия поверхности насосно-компрессорных (НКТ) и обсадной колонны, R = 1/3;

n – толщина пленки, покрывающей поверхность обсадной колонны и НКТ, n = 2 мм;

Ндин – динамический уровень, м;

dок – диаметр обсадной колонны, м;

dНКТ – диаметр НКТ, м;

Qскв – дебит скважины, м3/сут.

Таблица 2 – Результаты расчётов времени циркуляции Тцир (обсадная
колонна Ø 146 мм)

Динамический уровень, м	Время циркуляции, мин, при дебите скважины
1 м3/сут	2 м3/сут	5 м3/сут	10 м3/сут	15 м3/сут	20 м3/сут	50 м3/сут
600	180	120	37	18	12	9	4
800	240	120	49	25	16	12	5
1000	300	180	60	30	20	15	6

Во второй главе проанализирован опыт, накопленный при эксплуатации оборудования в осложнённых скважинах. Результаты анализа позволили разработать систему мониторинга технического состояния проблемных скважин с учётом воздействия осложняющих факторов.

В частности, эксплуатация глубинно-насосных установок в НГДУ «Арланнефть» осложнена образованием отложений неорганических солей в их рабочих элементах (порядка 514 скважин). По сравнению с 2009 годом произошло уменьшение количества скважин, имеющих отложения неорганических солей. Это связано с более качественным анализом
фонда за счёт внедрения Программы шестикомпонентного анализа в комплексе с прогнозированием образования неорганических отложений «Прогнозирование образования осадков сложного состава в добывающих скважинах «Прогноз-2009.xls»». Программа разработана на основе математической обработки результатов лабораторного анализа химического состава попутно-добываемых вод и отложений добывающих скважин согласно РД «Прогнозирование образования осадков сложных составов и их вида в добывающих скважинах».

С целью повышения эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в условиях образования неорганических отложений в скважины НГДУ «Арланнефть» –Добыча» были спущены установки, укомплектованные рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов с различными схемами комбинированной сборки насоса для предупреждения негативного влияния неорганических отложений, в первую очередь, в начальных 2–8 ступенях ЭЦН.

Для определения эффективности внедрения УЭЦН с рабочими колёсами из ПКМ были выбраны 5 скважин НГДУ «Арланнефть» –Добыча», в рабочих органах которых при подземных ремонтах скважин были обнаружены сульфидосодержащие отложения (таблица 3).

Таблица 3 – Результаты внедрения УЭЦН с рабочими колёсами
из полимерных композиционных материалов

Номер скважины	Место-рождение	Тип установки	Кол-во ступеней	Материал колёс	До ремонта	После ремонта
ВСЕГО	в т. ч. из ПКМ	Qжид, м3/сут	Qнефти, т/сут	МРП, сут	Qжид, м3/сут	Qнефти, т/сут	МРП, сут
423	Арланское	ЭЦН-20-900	127+127	127+127	УП	16,2	3,10	335	19,8	4,40	1136
433	Арланское	ЭЦН-18-900	217	217	УП	17,1	1,90	181	20,5	2,50	306
440	Арланское	ЭЦН	114+114	первые 114	УП	101,4	1,70	484	121,6	2,40	869
773	Арланское	ЭЦН	50+68+68	50+68+68	УП	245,5	3,10	659	295,8	4,20	1318
78АРЛ	Арланское	ЭЦН-60-900	192	192	ЖКП	49	1,48	358	63,0	1,93	1181
Примечание. УП – углепластик, ЖКП – жидкокристаллический полимер, МРП – межремонтный период.

Как видно из таблицы 3, после внедрения рабочих колёс из полимерных композиционных материалов и исключения образования неорганических отложений МРП работы данных скважин вырос в среднем в 2,3 раза. Практически по всем скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с отложением неорганических отложений, не наблюдается. На 01.04.2011 г. все скважины находятся в работе.

Также рассмотрен механизм электрохимического разрушения оборудования скважин, оснащённых УЭЦН. Согласно теории о статической электризации тел, при соприкосновении двух разнозаряженных веществ из-за неравновесности атомных и молекулярных сил на их поверхности происходит перераспределение электронов, а в жидкостях – ещё и ионов, с образованием двойного электрического слоя с противоположными знаками электрических зарядов. Таким образом, между соприкасающимися телами, особенно при их трении, возникает контактная разность потенциалов, значение которой зависит от таких факторов, как диэлектрические свойства материалов, значения их взаимного давления при соприкосновении и температуры поверхностей этих тел.

Электрические заряды, образующиеся на элементах скважинного оборудования, например протекторе и НКТ, могут взаимно нейтрализоваться, но в некоторых случаях, когда заряды велики и разность потенциалов также значительна, может произойти быстрый искровой разряд между наэлектризованными частями оборудования. Несмотря на то что сформировавшийся разряд является переносчиком весьма небольшого количества энергии, высокая разность потенциалов и скорость их изменения влекут образование токов, достаточных для инициирования изначально незаметных повреждений, следствием которых может произойти нарушение целостности металла скважинного оборудования.

Негативные последствия проявлений влияния блуждающих токов и статического электричества, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, проявляются во многих областях экономики. Применительно к нефтяной промышленности следует отметить такие, как возможность появления и накопления электрических зарядов при движении нефти, нефтепродуктов и газов по трубопроводам, при сливо-наливных операциях, заполнении или освобождении емкостей, разбрызгивании или распылении жидкостей, дросселировании потоков сжатых газов, пропаривании и других операциях.

Учитывая необходимость рассеивания статического заряда, и, следовательно, защиты скважинного оборудования от электрохимической коррозии, необходимо иметь возможность его постоянного и надёжного заземления через проводящие элементы в процессе добычи. Конструктивное решение по обеспечению стекания электрических зарядов с элементов скважинного оборудования представлено на рисунке 2. Предупреждение коррозионного разрушения достигается за счет того, что в нижней части УЭЦН размещается проволочный щёточный диск, материалом для изготовления которого является коррозионно-стойкая, высоколигированная витая сталь. Наружный диаметр диска превышает внутренний диаметр обсадной колонны. Данный диск обеспечивает гарантированный гальванический (металлический) подвижный контакт корпуса погружного двигателя с обсадной колонной.

1 – шпилька; 2 – шайба; 3 – ниппель; 4 – муфта;

5 – гайка; 6 – диск щёточный (лепестковый)

Рисунок 2 – Устройство для защиты установок ШГН и ЭЦН
от электрохимической коррозии (патент 93458 РФ)

Устройство работает следующим образом. За счёт упругих деформаций эластичных элементов (проволок) щёточного диска обеспечивается электрический контакт корпуса погружного электродвигателя с обсадной колонной, уравнивая тем самым электрические потенциалы всего подземного оборудования, исключая его электрохимическое разрушение. Во время спуска УЭЦН в скважину щёточный диск обеспечивает стекание блуждающих токов.

В третьей главе рассмотрены особенности применяемых техники и технологий одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождениий. Из более 2000 нефтяных месторождений
РФ 70 % – многопластовые.

Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в данной области начаты под руководством с конца 1950-х годов в Татарии, Башкирии, Грозном, Куйбышеве. Созданы, прошли промысловые испытания и серийно выпускались системы с параллельными и концентричными колоннами НКТ (рисунок 3). За пятилетие с 1969 по 1974 годы в нефтяной промышленности СССР на ОРД перевели более 2500 скважин, а в период с 1974-го по 1979 год ещё около 2000 скважин.

 

Рисунок 3 – Структура различных компоновок для ОРД

Тогда же была разработана схема, состоящая из одной или нескольких колонн НКТ и некоторого количества пакеров для пластов, которые необходимо разобщить либо из-за разности давления, либо из-за того, что нельзя смешивать их продукцию.

Например, основные объекты разработки в Татарстане – это угленосные и девонские горизонты. Смешение продукции этих пластов даёт продукт относительно низкой стоимости, в связи с чем принято решение поднимать нефть отдельно из каждого пласта. Как известно, есть две основные конфигурации ОРД – с использованием концентричных колонн НКТ и параллельных колонн НКТ для подъёма продукции разных пластов или для закачки и подъёма жидкости.

Анализ показал, что оборудование для ОРД является более сложным, чем оборудование для обычной эксплуатации, что может снизить надёжность всей системы добычи. Так, например, если скважина малого диаметра, то это означает невозможность использования параллельных труб, а отказ от использования одного из элементов при концентричном размещении НКТ приводит к тому, что приходится останавливать добычу из всех эксплуатируемых пластов.

Таким образом, переходу на технологию ОРД или ОРЗ должно предшествовать чёткое определение цели применения раздельной эксплуатации (закачки) с тщательным подбором скважин, переводимых на ОРД (ОРЗ).

В свою очередь, к известным элементам систем ОРД необходимо добавлять модули с автономным питанием и встроенными программами, которые по тем условиям, которые получает управляющий элемент (по давлению, температуре, количеству свободного газа, по плотности откачиваемой жидкости и т. д.), могут принимать решение сами, без участия персонала. Решением может быть частичное перекрытие (т. е. уменьшение проходного сечения штуцера), либо наоборот, открытие этого штуцера, либо полное закрытие штуцера.

Довольно часто используются компоновки для ОРЗ в нагнетательных скважинах, в том числе потому, что зачастую жидкость необходимо закачивать не только в целях поддержания пластового давления, но и для утилизации попутно-добываемой воды. В этом случае нужно проводить закачку воды для ППД в один из продуктивных пластов, а утилизацию воды – в другом пласте, не имеющем сообщения с продуктивными горизонтами добывающей скважины.

Установки для ОРЗ в на 01.09.2010 г. внедрены в 199 скважинах, общий объем закачки по подключенным пластам составил
3960 тыс. м3 воды, а дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам – 318,8 тыс. тонн.

После появления компьютерных систем и станций управления, позволяющих менять рабочие характеристики добывающего оборудования, усложнились и выросли задачи «интеллектуальных» систем: сбор, анализ и хранение информации о работе систем; управление системами в целях получения максимального количества нефти (увеличения МРП, снижения энергопотребления и т. д.).

В четвёртой главе рассмотрено применение оборудования для одновременно-раздельной добычи при эксплуатации промежуточных пластов терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланского месторождения. Разработка Арланского нефтяного месторождения с точки зрения выработки запасов нефти отличается сложностью и связана с рядом особенностей:

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов;

- резкой зональной неоднородностью (отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10…15 % от площади месторождения);

- высокой вязкостью нефти в пластовых условиях.

Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходятся на долю терригенной толщи нижнего карбона; во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержатся 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходятся 1,8 % НБЗ и 1,5 % суммарных НИЗ. Около 11 % запасов ТТНК приурочены к тонким прерывистым пластам «промежуточной» пачки. Они, как и все запасы карбонатных толщ, относятся к трудноизвлекаемым. Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения представлены на рисунке 4 и в таблице 4.

Рисунок 4 – Доля «промежуточных» пластов в общем объёме начальных извлекаемых запасов по ТТНК Арланского месторождения
на начальный период разработки

По ТТНК Арланского месторождения наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по основным пластам C-II – 47,9 %, C-III – 36,7 % и C-VI – 38,7 %, при среднем КИН 39,0 % (без Вятской площади), по промежуточным пластам значение КИН колеблется от 13,3 % до 28,6 %.

Таблица 4 – Показатели запасов нефти ТТНК Арланского месторождения

Показатели	Пласты	Алексинский горизонт	Σ без учета Алексинского горизонта
I	II	III	IV0	IV	V	VI0	VI
Начальные геологические запасы, тыс. т	21299	389298	74289	3627	51976	71044	27667	358394	11127	997594
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т	7520	195591	34443	758	15035	21528	5740	159334	6565	439895
Утверждённый КИН, д. ед.	0,353	0,502	0,464	0,212	0,289	0,303	0,207	0,445	0,590	0,441
Всего добыто нефти, тыс. т	6092	184751	27053	509	12569	15266	4466	141794	5502	392501
Текущий КИН, д. ед.	0,286	0,475	0,364	0,140	0,242	0,215	0,161	0,396	0,494	0,393
Коэффициент использования НИЗ, %	81,0	94,5	78,5	67,1	83,6	70,9	77,8	89,0	83,8	89,2

Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляция пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объемов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН.

На месторождениях НГДУ «Арланнефть» -Добыча» с каждым годом увеличивается доля запасов нефти с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами (НПМК), которые содержатся и в так называемых «промежуточных» пластах многопластовых месторождений. Общими для всех залежей и участков с НПМК является низкая продуктивность скважин, сложность поддержания пластового давления, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.

Большие сложности возникают при разработке залежей нефти нижнего карбона Арланского месторождения. Это месторождение является многопластовым: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяются восемь продуктивных пластов (сверху – вниз) – С-I, C-II, С-III, C-IV0, C-IV, C-V,
C-VI0, C-VI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты С-II и С-VI (средняя нефтенасыщенная толщина 2,5…9,2 м, проницаемость 0,5…1,0 мкм2), причём один из них расположен в кровле ТТНК.

Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и прирывистостью характеризуются так называемые «промежуточные» пласты (С-I,
C-III, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,6 до 1,7 м, средняя проницаемость изменяется от 0,10 до 0,39 мкм2.

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удается достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта, и суммарное значение дебитов значительно меньше.

Тем не менее, для повышения рентабельности скважины с одновременным использованием энергетического потенциала, в том числе для минимизации влияния осложняющих условий, целесообразно подключить к ней менее продуктивные пласты.

С целью внедрения технологии ОРД из двух пластов с разными коллекторскими характеристиками в 2009 году для испытания в НГДУ «Арланнефть» -Добыча» было приобретено спецоборудование с применением в компоновке погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти из нижнего пласта и скважинного штангового насоса – для добычи из верхнего пласта.

Схема установки изображена на рисунке 5. Установка содержит электропогружной насос 1 с входным модулем 2, в котором помещён герметичный ввод 3 кабеля 4 для электродвигателя 5 в кожух 6, охватывающий электродвигатель 5 и соединённый хвостовиком 7 с пакером 8, разделяющим верхний 9 и нижний 10 пласты. Выход насоса 1 через клапан 11 соединён каналом 12 с колонной лифтовых труб 13. Вход штангового насоса 14 соединён каналом 15 с межтрубным пространством 16, а выход – с колонной насосно-компрессорных труб 13. Насос 14 приводится в действие штангами 17.

Продукция нижнего пласта 10 поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 через входной модуль 2 на приём электропогружного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 11 и канал 12 в полость насосно-компрессорных труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на приём штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17.

Рисунок 5 – Схема установки для одновременно-раздельной добычи

Собирают электродвигатель 5 с кожухом 6, входным модулем 2 и частью кабеля 4 в цеховых условиях завод нефтепромыслового оборудования». Присоединение насоса 1 и остальной части кабеля 4 осуществляется на устье скважины. Режим работы установки определяется параметрами используемых насосов.

Для смешивания продукции пластов, разобщённых пакером, применяется смеситель скважинной жидкости (рисунок 6).

Смеситель скважинной жидкости состоит из корпуса 1, снабжённого на обоих концах присоединительными резьбами НКТ Ø 89 мм (ГОСТ 633-80), для монтажа УЭЦН с кожухом. Корпус 1 содержит три осевых канала диаметрами 20, 20 и 30 мм для транспортировки продукции из нижнего пласта до насосно-компрессорных труб, а также боковой клапан – для добычи продукции верхнего пласта с ШГН, при этом вход бокового канала выполнен наклонным вниз под углом 15…60о к оси для исключения его засорения твёрдыми частицами. В вертикальную часть бокового канала на резьбе монтируется технологический патрубок 2 (для установки манжетного якоря), нижняя часть которого оборудована клапанным узлом, состоящим из шара 7, седла 6, герметизированного уплотнителем 5, клапанной клетки 4, седло 6 закрепляется гайкой 3.

Рисунок 6 – Смеситель скважинной жидкости

Параметры работы скважины № 000 до внедрения оборудования ОРД представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Параметры работы скважины № 000 до внедрения
оборудования ОРД

Параметры	Данные
Насос	73-ННБ
Глубина спуска насоса, м	908
Объект разработки	ТТНК C-VI
Средний дебит жидкости, м3/сут	34
Средний дебит нефти, т/сут	0,6
Обводнённость, %	98
Среднее давление на приёме насоса, атм	85…90

26 марта 2009 года на скважине № 000 было проведено внедрение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного объекта с разными коллекторскими характеристиками. В результате, после приобщения пласта терригенной толщи нижнего карбона С-IV, в скважину было спущено глубинно-насосное оборудование специальной конструкции. Пласт C-VI ТТНК эксплуатируется установкой ЭЦН, из пласта C-IV ТТНК отбор осуществляется насосом НВ-32. Параметры работы скважины № 000 с оборудованием для одновременно-раздельной добычи представлены в таблице 6.

Таблица 6 – Параметры работы скважины № 000 с оборудованием
для ОРД

Параметры	ШГН	ЭЦН
Насос	73-НВ1Б-А-И	ЭЦН 45-1300
Глубина спуска насоса, м	1178	1272
Объект разработки	ТТНК С-IV	ТТНК-CVI
Средний дебит жидкости, м3/сут	1,8	58,5
Средний дебит нефти, т/сут	0,7	1,0
Обводнённость, %	56	98
Средние давление на приёме насоса, атм	10…30	85…90

Сравнивая данные таблиц 5 и 6, видно, что после внедрения оборудования для ОРД средний дебит скважины вырос: по нефти – с 0,6 до 1,7 т/сут, по жидкости – с 34 до 60 м3/сут.

Результаты технико-экономических показателей внедрения оборудования для ОРД в скважину № 000 Арланского месторождения представлены в таблице 7. Предполагаемый объём внедрения оборудования для ОРД в скважинах Арланского месторождения представлен в таблице 8.

Таблица 7 – Технико-экономические показатели внедрения оборудования
для ОРД в скважину № 000 Арланского месторождения

Показатели	Ед. изм.	До внедрения	После внедрения	Отклонение
абсолютное	%
Объем добычи нефти	т	208	447	239	114
Себестоимость одной тонны нефти	руб.	2017,857	2013,990	-3,867	-0,1916
Стоимостная оценка результатов	тыс. руб.	–	1 513,15	–	–
Стоимостная оценка затрат	тыс. руб.	–	943,00	–	–
Экономический эффект	тыс. руб.	–	570,15	–	–
Чистая прибыль	тыс. руб.	–	456,13	–	–

Таблица 8 – Предполагаемый объём внедрения оборудования для ОРД
в скважинах Арланского месторождения

Показатели	Ед. изм.	Объекты внедрения	Всего НГДУ «Арланнефть»
«Промежуточные» пласты ТТНК	Пласты каширо-подольских отложений «транзитных» скважин
Количество скважин	скв.	61	403	464
Средний дебит одной скважины	т/сут	2,5	3,0	2,9
Средний дебит всех скважин	т/сут	152,5	1 209,0	1 361,5

После проведения мероприятия объём добычи нефти увеличился на 239 тонн, себестоимость добычи нефти уменьшилась на 3,86 руб./т., рост прибыли составил 456,13 тыс. рублей.

Выводы и рекомендации

Учитывая необходимость рассеивания статического заряда на корпусных элементах скважинного оборудования и, следовательно, для защиты от электрохимической коррозии, необходимо его надёжное заземление через проводящие элементы. Скважинные стекатели (патент 93458 РФ) внедрены на двух проблемных скважинах Арланского месторождения для подконтрольной эксплуатации.

Применительно к Арланскому месторождению одновременно-раздельная добыча по однолифтовой схеме ЭЦН + ШГН позволила:

- вовлечь в разработку ранее неработающие интервалы, отрегулировать выработку запасов нефти по каждому продуктивному пласту в отдельности;

- увеличить коэффициент нефтеотдачи;

- увеличить дебит скважин;

- уменьшить срок разработки многопластового Арланского нефтяного месторождения;

- сократить капитальные вложения на бурение скважин.

По результатам внедрения рекомендовано оборудовать оборудованием 464 скважины НГДУ «Арланнефть» -Добыча» (таблица 8) для эксплуатации «промежуточных» пластов. Внедрение оборудования на всех запланированных скважинах позволит получать дополнительную добычу в объёме 1361,5 т/сут.

Основные результаты работы опубликованы в следующих
научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. , , Куршев и работа оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти из двух объектов с использованием штангового глубинного и электроцентробежного насосов // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – 2010. – Вып– С. 49-53.

2. , , Хужин для одновременно-раздельной добычи нефти на скважине № 000 Арланского месторождения // Научно-техничесий журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2011. – Вып– С. 21-26.

Патенты

3. Патент на полезную модель 93456 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии / , , (РФ). – ; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12.

4. Патент на полезную модель 93458 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты погружной насосной установки от коррозии / , , (РФ). – ; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12.

Прочие печатные издания

5. Куршев эффективности работы электроцентробежного насоса в условиях образования неорганических отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 167-169.

6. Куршев характера и механизма осадконакопления в электроцентробежных насосах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 174-175.

7. Куршев неорганических отложений на основные показатели работы установок электроцентробежных насосов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 176-178.

8. , , Подъяпольский оптимизации работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания //Проблемы ресурсо - и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер. научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VІІІ Конгресса нефтегазопромышленников России. – Уфа, 2009. – С. 309-314.

9. , , Костенюк технологии добычи нефти на основе микрозародышевой технологии // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – 2009. – Вып. 3. – С. 28-31.

10. , , Эпштейн проходимости агрегатов в эксплуатационной колонне // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IХ Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 58-59.

11. , , Эпштейн предотвращения коррозионного разрушения скважинного оборудования нагнетательных скважин // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IХ Российского энергетического форума. – Уфа, 2009. – С. 151-153.

12. , , Мурзагулов метод снижения коррозионного износа внутренней поверхности промысловых трубопроводов // Трубопроводный транспорт – 2009. Матер. V Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. – Уфа, 2009. – С. 327-330.

13. , , Хасаншин защиты электроцентробежного насоса от отложений солей // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – 2010. – Вып. 5. – С. 68-70.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 19.11.2011 г. Бумага писчая.

Заказ № 000. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». г. Уфа, пр. Октября, 144/3.