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»

Ухудшение структуры запасов нефти за последние полтора десятилетия

привело

к

снижению

дебитов

скважин,

усложнению

условий

их

эксплуатации, что, в свою очередь, вызвало снижение объемов добычи нефти,

сокращение межремонтного периода (МРП) и срока службы добывающего

оборудования,

увеличение

стоимости

оборудования

специального

исполнения. Переход к использованию малопроизводительного оборудования

сопровождается ростом удельных энергозатрат на добычу нефти. Следствием

данных процессов является неуклонное снижение рентабельности добычи

нефти,

которая,

как

известно,

определяется

следующими

основными

факторами:

-

объемами добычи нефти;

-

стоимостью оборудования и его сроком службы;

-

МРП оборудования;

-

величиной

переменных

эксплуатационных

затрат,

особенно

энергетических.

Применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности

нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых

факторов, часто - в ущерб другому. Предлагаемый Вашему вниманию способ

кратковременной эксплуатации добывающих нефтяных скважин погружными

центробежными

насосными

установками

с

электроприводом

(УЭЦН)

позволяет

одновременно

улучшить

все

основные

составляющие

рентабельности добычи нефти.

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.

КЭС – является более эффективным способом добычи нефти из мало и

средне дебитных скважин, оборудованных УЭЦН. Период рабочего цикла не

более 60 минут, перепад рабочего давления на приеме насоса не более 5

кгс/см

2

.

Назначается

как

по

давлению

на

приеме

насоса

(в

случае

исправности системы телеметрии), так и по соотношению времени работы и

накопления в определенном времени цикла.

Главной

особенностью

КЭС

с

экономической

точки

зрения

-

это

снижение себестоимости добычи нефти из малодебитных (Qж=5-20 м

3

/сут.) и

среднедебитных (Qж=20-80 м

3

/сут.) скважин что и является её основным

конкурентным

преимуществом.

Это

достигается

одновременным

благоприятным воздействием на все основные составляющие себестоимости

добычи нефти. Оптимизация режимов работы скважины позволяет увеличить

объём

добычи,

сократить

расход

электроэнергии,

а

также

увеличить

межремонтный

период.

С

технологической

точки

зрения,

КЭС

обладает

значительным

количеством

выдающихся

достоинств.

Основными

из

них

являются

способность

эффективно

противодействовать

практически

всем

осложняющим

эксплуатацию

скважин

факторам,

а

также

способность

противостоять нескольким осложняющим факторам при их одновременном

проявлении на одной отдельной скважине.

В

ходе

практического

внедрения

режима

КЭС

был

выявлен

ряд

преимуществ:

-

увеличились

объемы

добычи

нефти

на

малодебитном

фонде

скважин;

-

сократилось

потребление

электроэнергии

(работа

с

более

высоким

КПД

установки,

чем

при

постоянной

эксплуатации

ЭЦН

вне

рабочей зоны);

-

увеличился межремонтный период (МРП);

-

появилась

возможность

эксплуатации

скважин,

осложненных

высокими значениями пластовой температуры, КВЧ и газового фактора;

-

снизилась вероятность отложения солей;

-

откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется

преимущественно

из

межтрубного

пространства

над

приемом

насоса.

Поэтому

снижается

количество

механических

примесей

попадающих

в

УЭЦН.

К недостаткам метода можно отнести:

-

низкая надежность клапанов на скважинах с высоким КВЧ;

-

для

определения

обводненности,

необходим

метод

"дробного"

отбора проб, при этом методе пробы отбираются через равные промежутки

времени 5-10 раз в течение цикла откачки, что является трудоемкой задачей.

В

ходе

внедрения

режима

кратковременной

эксплуатации

скважин

были

решены проблемы надежности и эффективности.

Экономический эффект от перевода скважин, эксплуатация которых

ранее

осуществлялась

за

счет

использования

УШГН,

в

первую

очередь

подразумевает под собой получение прибыли за счет дополнительной добычи

нефти, а также сокращении расходов на обслуживание и ремонт элементов

СК. Так дебит по нефти до внедрения ЭЦН5-60 по данным скважинам в

среднем

составлял

3,3

т/сут,

тогда

как

после

внедрения

уже

5,4

т/сут,

достигаемое за счет заглубления установки и роста депрессии на пласт.

Итоговый суммарный прирост в суточной добыче нефти составляет – 64,7

т/сут (рисунок 1).

Рисунок 1. Сравнение добычи нефти при эксплуатации ШГН и ЭЦН5-60 в КПР

При переводе ЭЦН5-25 в ЭЦН5-60 не происходит фундаментального

изменения

воздействия

на

окружающую

среду,

поскольку

не

меняется

оборудование, а изменяется сам подход к его использованию. Кроме того,

эксплуатация

УЭЦН

и

УШГН

происходит

при

герметичном

устье

и

отсутствие выбросов углеводородных газов в атмосферу.

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.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Андронов

Ю.В.,

Мельников

В.Н.,

Стрекалов

А.В.

Оценка

прогнозирующих способностей многослойного персептрона с различными

функциями

активации

и

алгоритмами

обучения.

Геология,

геофизика

и

разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. -№9, – С. 18-20.

2.

Морозов

В.Ю.,

Стрекалов

А.В.

Технология

регулирования

систем

поддержания

пластового

давления

нефтяных

промыслов

(монография).

Санкт-Петербург Недра. 2014.

3.

Стрекалов А.В., Хусаинов А.Т., Грачев С.И. Стохастико-аналитическая

модель

гидросистемы

продуктивных

пластов

для

исследования

проводимостей между скважинами. Научно-технический журнал «Известия

вузов. Нефть и газ». 2016. №.4-С.37-44.

4.

Разработка

и

эксплуатация

нефтяных,

газовых

и

газоконденсатных

месторождений: Учебник для вузов/ Ш.К. Гимагудинов, И.И. Дунюшкин,

В.М. Зайцев и др.: по ред. Ш.К. Гимагудинова. – М.: Недра, 1988.

5.

Середа

Н.Г.,

Сахаров

В.А.,

Тимашев

А.Н.

Спутник

нефтяника

и

газовика: Справочник. – М.: Недра, 1986.

6.

Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. –

М.: Недра, 1983.

7.

Артемьев В.Н., Ибрагимов Г.З., Иванов А.И. Инженерные расчеты при

разработке нефтяных месторождений.-Т. 1: Скважина – промысловый сбор –

ППД. – М.: Нефтегазотехнология АЛ, 2004. - 416с

8.

Лапшин

А.А.

Эксплуатация

малодебитных

скважин

с

УЭЦН

в

периодическом

режиме.

ОПИ

оборудования

с

широкой

рабочей

характеристикой:

производственно-технический

научный

журнал

«Инженерная практика». –Москва: Изд-во «Энерджи Пресс», ноябрь, 2014. –

с. 14-20.