ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПУТЕЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА СКВАЖИН

ВАТЬЁГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Губайдуллина К.Р., магистр

Мусакаев Наиль Габсалямович, д.ф.–м.н., профессор кафедры РЭНГМ

«Тюменский Индустриальный Универститет»

На сегодняшний день происходит ухудшение структуры запасов нефти

Ватьеганского

месторождения

(переход

на

4

стадию

разработки),

что

за

полтора

десятилетия

привело

к

снижению

дебитов

по

нефти,

росту

обводненности

пластовой

продукции,

усложнению

условий

эксплуатации

скважин (отложение солей, повышенная коррозионная активность и т.д.),

сокращению межремонтного периода (МРП) и срока службы добывающего

оборудования [2].

Кроме

того,

общей

тенденцией

к

снижению

обладает

и

величина

энергетической составляющей залежи – пластовое давление, что характерно

для

системы

заводнения

в

целом,

как

метода

поддержания

пластового

давления. Это приводит к неуклонному падению дебитов на скважинах и, как

следствие, необходимости использования установок штанговых глубинных

насосов (УШГН) и малопроизводительных установок электроцентробежных

насосов (УЭЦН). Такого рода применяемое глубинно-насосное оборудование

образует фонд малодебитных и слаборентабельных скважин. Объясняется это

высоким

уровнем

эксплуатационных

затрат

при

значительном

снижении

величины добычи из пласта.

В свою очередь, под малодебитным фондом

условно понимается фонд скважин со среднесуточным дебитом менее 19

м

3

/

сут

.

Такое

разграничение

используется

в

виду

эксплуатации

малопроизводительного ЭЦН5-25 в левой области при заметно заниженной

энергетической характеристике.

Поэтому необходимо решение, которое бы позволило в кратчайшие

сроки

повысить

эффективность

эксплуатации

подобных

скважин

при

сохранении показателей МРП [1].

Альтернативный способ применения электроцентробежных насосных

установок – это использование их в периодическом (АПВ) и кратковременно

периодическом

(КПР/КЭС/ПКВ)

режимах

[4].

Основной

особенностью

которых

является

циклические

запуски

и

остановки,

а

эксплуатация

оборудования осуществляется в рабочей области ее напорно-энергетической

характеристики. Оба этих метода принципиально схожи друг с другом, а

отличие заключается в продолжительности циклов. В случае АПВ режима

суммарное время (накопление + откачка) превышает 1 час, а при КЭС режиме

– меньше часа. Это отражается в применяемой погружной установке – как

правило при периодических режимах используются менее производительные

ЭЦН5-25, тогда как для кратковременных режимов – более производительные

ЭЦН5-60.

Такой

подход

при

недостаточном

притоке

к

скважине

(менее

15

м

3

/

сут

) избавляет от вероятности преждевременного перегрева и срыва

подачи,

а

также,

позволяет

сократить

негативное

влияние

осложняющих

факторов (за счет увеличения размера проходных сечений – уменьшается

воздействие механических примесей; снижение средней температуры ПЭД –

уменьшение вероятности выпадения солей и т.д.) [3]. Большие временные

периоды

накопления

осложняют

периодическую

эксплуатацию

в

зимнее

время

года

–

существует возможность

замерзания

устьевой

арматуры

(в

частности, обратного клапана), сборного коллектора. При этом существенной

проблемой

является

корректное

определение

обводненности

продукции

скважин,

связанное

с

разделением

фаз

в

колонне

труб

во

время

цикла

накопления.

Основные

задачи,

которые

решает

кратковременно

периодическая

эксплуатация:

1.

Не

происходит

перегрева

погружного

электродвигателя

и

преждевременного выхода из строя, а также срыва подачи;

2.

Осуществляется бесперебойная работа в оптимальной области

работы насоса, что продлевает срок службы оборудования;

3.

Снимается ограничение с глубины спуска ГНО – исключается

упругое расширение и сжатие НКТ и штанг;

4.

Появляется возможность эксплуатации скважин с высокой общей

интенсивностью наборы кривизны – отсутствие обрыва штанг и истирания

НКТ;

5.

Ускоряется

и

повышается

качество

освоения

скважин

после

ремонтов;

6.

Увеличенный

размер

проходных

сечений

каналов

рабочих

органов

–

уменьшается

вероятность

засорения

солями

и

механическими

примесями;

7.

Понижение предельных рабочих температур элементов насоса и

электродвигателя – снижается интенсивность коррозии и отложения солей;

8.

Увеличивается

эффективность

использования

периодического

дозирования ингибиторов;

9.

Повышается

эффективность

использования

энергии

–

применение установок повышенной производительности с высокими КПД;

10.

Снижаются

затраты

на

обслуживание

ГНО

–

сокращение

стоимости норма-часа работы в год;

11.

Сокращается

потребляемая

электроэнергия

–

уменьшение

суммарного времени работы [5].

В качестве скважин-кандидатов были выбраны 25 скважин с суточным

дебитом менее 19

м

3

/

сут

, оборудованных ЭЦН5-25, эксплуатация которых

осуществляется в постоянном режиме, а также 32 скважины с ШГН. Причем,

выбор

последних

осуществлялся

при

наличии

возможности

получения

дополнительно

добычи

нефти

(ДДН)

за

счет

углубления

установки

и

увеличения депрессии на пласт. Этим факторам сопутствовала допустимая

инклинометрия в новом интервале спуска установки, а также отсутствие

резкого

обводнения

при

возрастании

депрессии,

согласно

предыдущей

истории эксплуатации. Все остальные скважины были отбракованы.

Результатом выполненных операций является сравнение фактического

энергопотребления ЭЦН5-25 с расчетным для ЭЦН5-60, представленное в

зависимости от величины дебита на скважине (рисунок 1).

Рисунок 1. Сравнение фактического энергопотребления ЭЦН5-25 с расчетным для

ЭЦН5-60 в зависимости от величины дебита на скважине

Отчетливо прослеживается тенденция к росту потребляемой энергии с

увеличением дебита, что объясняется сокращением суммарной длительно

цикла. При этом среднее значение энергопотребления при использовании

ЭЦН5-60 составляет величину порядка 249

кВт∙ч

/

сут

, а ЭЦН5-25 – 643

кВт∙ ч

/

сут

.

При смене УШГН на ЭЦН5-60 происходит переоборудование устья

скважины,

что

приводит

к

снижению

замазученности

приустьевой

территории за счет исключения пар трения в СУСГ, а также уменьшению

общей металлоемкости и снижению загрязнения ОС продуктами коррозии

металлов.

Кратковременный режим эксплуатации скважин – простое и доступное

средство,

которое

уже

сегодня

позволяет

повысить

эффективность

эксплуатации

малодебитного

фонда

скважин

за

счет

сокращения

эксплуатационных

затрат

и

потребления

электроэнергии,

снижения

негативного влияния осложняющих факторов и достижения максимального

потенциала скважины. Все это приводит к росту добычи нефти при переводе

с УШГН, а также к увеличению МРП.

Для

оптимизации

были

выбраны

25

скважин

с

ЭЦН5-25,

эксплуатирующиеся

в

постоянном

режиме,

что

приводит

к

сокращению

суточного

потребления

э/э

на

10,2

МВт

∙

ч,

а

также

к дополнительной

чистой

прибыли

в

размере

70,9

млн.руб.

Проанализирован

перевод

32

скважин с УШГН – дополнительная добыча нефти составила 64,7 т/сут, а

дополнительная чистая прибыль к концу 16 года – 675 млн.руб.

Однако, у кратковременных режимов эксплуатации существуют свои

ограничения и оптимальные области применения. Их использование требует

понимания

основных

положительных

и

отрицательных

сторон

для

максимизации получаемого эффекта.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Большой

справочник

инженера

нефтегазодобычи.

Разработка

месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и

Г.Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с.

2.

Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

/ Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с.

3.

Производственно

–

технический

нефтегазовый

журнал

«Инженерная практика», №1/2012г;

4.

Кузьмичев

Н.П.

Кратковременная

эксплуатация

скважин

и

перспективы

развития

нефтедобывающего

оборудования.

Территория

Нефтегаз. № 6, 2005;

5.

Кузьмичев

Н.П.

Кратковременная

эксплуатация

скважин

в

осложненных условиях «Технологии ТЭК» № 4, 2005.