Газлифтный способ добычи на Самотлорском месторождении: проверено временем
Самотлорское месторождение введено в эксплуатацию в 1969 году. Основными объектами эксплуатации на начальной стадии были продуктивные пласты Б8 и А4-5. Скважины, пробуренные на эти объекты, при фонтанном способе добычи имели дебит 500 – 1 200 т/сутки. В то же время максимальная производительность серийно выпускаемых в этот период электропогружных насосов была не более 350 т/сутки.
Для оценки возможностей газлифтного способа добычи была запущена в работу скважина №2011 - по схеме внутрискважинного компрессорного газлифта с применением передвижных компрессорных станций ПКСД (ссылка на данную модель на сайте Группы компаний «СК»). Источником газа высокого давления стал пласт А1-3, имеющий большие запасы газа. В результате по НКТ диаметром 89 мм был получен дебит 758 т/сутки, а по НКТ диаметром 114 мм – свыше 1 500 т/сутки.
2 ноября 1972 года бюро Центральной комиссии по разработке Министерства нефтяной промышленности утвердило бурение 45 газовых скважин во внутреннем контуре газоносности пласта А1 для перевода эксплуатационных скважин на бескомпрессорный газлифт. В 1973 году специалисты института «Гипротюменнефтегаз» выполнили технико-экономическое обоснование, в котором рекомендовали перевести 874 скважины, расположенные на 117 кустах, на бескомпрессорный газлифт. Однако этот проект не был реализован из-за отсутствия проекта разработки газоносного пласта А1, а также недостатка производственных мощностей газоперерабатывающих заводов для утилизации газа.
На бескомпрессорный газлифт было переведено 68 скважин, которые использовались как полигон для изучения возможностей газлифта, проверки различных методик расчета подземного оборудования, проведения исследований, обучения производству канатных работ и – самое главное – подготовки кадров для масштабного внедрения газлифтного способа добычи. В конечном итоге Министерство нефтяной промышленности приняло решение о применении на Самотлорском месторождении технологии компрессорного газлифта с использованием импортных компрессоров. За короткое время был построен уникальный газлифтный комплекс, равного которому не было в мировой практике. Первые компрессорные станции КС-2 и КС-10 на базе импортного оборудования, к которым было подключено 175 газлифтных скважин, начали работать в 1982 году. Через четыре года в работе находилось 10 компрессорных станций и 986 км газопроводов высокого давления, на газлифт перевели 1 641 скважину. В 1990 году в на участке Самотлорского месторождения, который сейчас эксплуатируется ОАО «Самотлорнефтегаз», в работе находились 962 газлифтных скважины, которыми добывалось 64% жидкости и 46,4% нефти. В настоящее время на Самотлорском месторождении газлифтом эксплуатируются 357 скважин (19,5% от всего действующего фонда ОАО «Самотлорнефтегаз») с добычей жидкости и нефти соответственно 14,9% и 7,5%. Всего же с начала эксплуатации газлифтного комплекса было добыто 45,7% жидкости и 29% нефти от общего объема добычи.
Газлифт долго оставался в лидерах
Опыт эксплуатации газлифтных скважин показал, что по сравнению с насосным способом добычи этот метод имеет ряд технологических преимуществ:
- возможность плавного регулирования дебита жидкости;
- возможность эксплуатации скважин с различными осложняющими факторами (высокое содержание мехпримесей в продукции, высокая температура и газосодержание, сильное искривление ствола);
- высокая наработка на отказ (до 3 000 суток);
- низкая стоимость подземного оборудования;
- высокая унификация подземного оборудования (однотипное оборудование для скважин с любым дебитом).
К числу отрицательных качеств газлифта следует отнести высокие энергетические затраты на компримирование газа и значительные начальные капитальные затраты.
С точки зрения экономической эффективности, газлифт долгое время был лидером среди других способов добычи. Анализ себестоимости добычи нефти и жидкости различными способами, проведенный в 1992 году в НГДУ «Самотлорнефть», показал, что газлифт имеет самую низкую себестоимость добычи нефти (в 2,8 раза ниже, чем по электропогружным насосам) – и это при обводненности продукции, равной 95,5%. И сегодня себестоимость добычи жидкости газлифтом в высокодебитных скважинах остается ниже, чем по конкурентоспособному способу ЭЦН. К сожалению, расчет окончательного экономического эффекта, полученный от применения газлифта на Самотлорском месторождении, не был проведен, однако можно с уверенностью сказать, что затраты на строительство газлифтного комплекса и его эксплуатацию многократно окупились.
Конкуренция среди методов добычи растет
В настоящее время скважины высокопродуктивных пластов А4-5 и Б8 значительно обводнились и выводятся из эксплуатации или возвращаются на верхние горизонты с низкими коллекторскими свойствами. Поэтому средний дебит газлифтных скважин постоянно снижается, а удельный расход газа на тонну добываемой жидкости растет, что приводит к повышению себестоимости продукции.
Еще одним отрицательным моментом является снижение пластового давления в продуктивных пластах, что также приводит к повышению удельного расхода газа и снижению дебита скважин. Так, изначально по высокопродуктивному пласту Б8 дебит газлифтных скважин по НКТ диаметром 89 мм был равен 700 м3/сутки при удельном расходе газа 50 м3/т. Сегодня же пластовое давление уменьшилось на 22%, в результате чего дебит газлифтных скважин снизился до 350 м3/сутки, а удельный расход газа возрос до 110 м3/т. С экономической точки зрения эксплуатация этого объекта газлифтным способом стала невыгодной.
Необходимо отметить, что с течением времени техника и технология насосного способа добычи значительно прогрессировали. В настоящее время российские предприятия освоили серийный выпуск высоконапорных электропогружных насосов с производительностью до 2 000 м3/сутки, которые успешно конкурируют с газлифтом в скважинах с низким пластовым давлением.
За время эксплуатации газлифтного комплекса на Самотлорском месторождении рассматривалось несколько вариантов снижения себестоимости добычи нефти, одним из которых является перевод компрессоров с электропривода на газотурбинные двигатели, что позволило бы вдвое снизить себестоимость компримированного газа. Учитывая, что при расчете экономической эффективности газлифтного метода наибольшей статьей затрат являются именно затраты на компримирование газа, применение газотурбинных двигателей позволило бы значительно уменьшить себестоимость добычи нефти с использованием этой технологии. Однако, к сожалению, такой проект не был одобрен по причине существенных затрат, необходимых на его реализацию.
Газлифт в новых условиях
Необходимо отметить существования целого ряда перспективных направлений использования газлифтного метода добычи. Эффективным представляется перевод часторемонтируемого фонда скважин с насосного способа добычи на газлифт – в ОАО «Самотлорнефтегаз» имеется значительный опыт в этой области. При эксплуатации скважин с высоким содержанием мехпримесей в продукции происходит абразивный износ деталей насоса, что требует значительных затрат на замену оборудования и ремонт скважин. В газлифтной скважине нет движущихся деталей, и поэтому мехпримеси не оказывают практически никакого влияния на ее работоспособность.
Кроме того, при возврате на верхние горизонты во многих скважинах вскрываются участки пластов с повышенным газосодержанием, и насосы в них не работают. При газлифтном способе добычи повышенное содержание газа только помогает подъему жидкости, снижая потребность в закачке компримированного газа.
Хорошие результаты получены и при эксплуатации скважин газлифтом после забуривания второго ствола. Как правило, в них, применяются колонны НКТ диаметром 102 мм, что не позволяет спустить насос на нужную глубину для обеспечения расчетного забойного давления, и проектный дебит скважины не достигается. Габариты газлифтного оборудования позволяют спустить его практически на любую глубину, что дает возможность снизить забойное давление до необходимого и получить проектный дебит.
При выполнении различных геолого-технических мероприятий (возврат скважины на верхние горизонты, гидроразрыв пласта, забуривание второго ствола с вертикальным вскрытием пласта или с горизонтальным забоем, дострелы пласта и приобщение других объектов) весьма непросто точно оценить ожидаемый дебит, и поэтому фактические результаты существенно отличаются от проектных – иногда в несколько раз. Разумеется, подобрать оптимальное насосное оборудование в этих условиях невозможно: после запуска скважины в работу насосы часто выходят из строя, и их необходимо менять в соответствии с добывными возможностями скважин. Это приводит к дополнительным затратам на оборудование и ремонты скважин. Для газлифтной скважины неточность в оценке проектного дебита практически не имеет значения и не приводит к отказу работоспособности оборудования.
Все перечисленные качества газлифта подтверждают необходимость использования этого способа добычи на Самотлорском месторождении. Необходимо отметить, что уже несколько раз предпринимались попытки выполнить расчет экономической эффективности перевода газлифтных скважин на насосный способ добычи, однако результат был всегда сугубо отрицательным. Учитывая этот факт и положительные качества газлифта, можно с уверенностью сказать, что этот способ добычи еще долго будет применяться на Самотлоре.
Оцените новость
4 из 5
рейтинг
рейтинг
3
голосов
голосов
4554
просмотров
просмотров
Понравилась новость?
Похожие новости: