Мельниченко Виктор Евгеньевич Главный специалист Департамента по добыче нефти и газа ОАО «НГК «Славнефть»

За последние годы в «Славнефти» введены в эксплуатацию три месторождения, на которые сегодня приходится 30% нефти, добываемой компанией. На многих скважинах этих месторождений приток не превышает 10 м³/сутки при забойном давлении до 70 атм. Скважин с подобными характеристиками становится в фонде компании все больше, тогда как оборудование, которое способно стабильно работать в таких условиях, к сожалению, сегодня на российском рынке фактически отсутствует.

СТРУКТУРА ФОНДА

К малодебитному фонду в «Славнефти» относятся скважины с дебитом менее 50 м³/сутки. Сегодня на эти скважины приходится 38% действующего фонда и 23% нефти, добываемой компанией. Еще шесть лет назад эти цифры были гораздо ниже — 28 и 15% соответственно (см. Доля малодебитных скважин в общем фонде в 2004 и 2010 гг.»). В дальнейшем, с учетом наметившейся тенденции ухудшения условий добычи, эти показатели будут продолжать расти.

Число малодебитных скважин за 2004-2010 годы увеличилось почти в 2 раза, средний динамический уровень скважин малодебитного фонда вырос и к 2010 году достиг отметки 1700 м (см. «Структура фонда малодебитных скважин в «НГК «Славнефть» и их динамический уровень в 2004 и 2010 г.»).

К малодебитному фонду относятся 35 и 22% скважин, разрабатывающих пласты группы соответственно «А» и «Б», что несколько ниже среднего показателяпо компании. Наиболее проблемными в «Славнефти» считаются скважины, разрабатывающие пласты группы «Ю», почти 60% этих скважин малодебитные (см. «Структура малодебитного фонда скважин, эксплуатирующих пласты «А», «Б» и «Ю», в 2010 г.»).

Динамический уровень малодебитных скважин, разрабатывающих пласты группы «Ю», варьирует от 1900 до 2100 м. На малодебитные скважины, которые эксплуатируют пласты «Ю», приходится пятая часть действующего фонда «Славнефти» и 15% нефти, добываемой компанией.

ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ СКВАЖИН С НИЗКИМ ПРИТОКОМ

На скважинах, оборудованных УЭЦН, низкий приток, как правило, означает низкий дебит. Раньше на многих скважинах с низким притоком, эксплуатирующих юрские залежи, были установлены УСШН. Но в результате применения большеобъемных ГРП среднесуточный дебит был повышен с 6 до 30 м³, что дало возможность заменить СШН на ЭЦН. При этом данные скважины продолжают относиться к категории малодебитного проблемного фонда.

Структура парка УЭЦН «Славнефти» характеризуется увеличением напоров и глубин спуска насосов.

Постепенно растет количество низкопроизводительных насосов и насосов с подачей более 500 м³/сут (см. «Структура парка УЭЦН НГК «Славнефть»).

СНО по фонду УЭЦН составляет 393 суток. Наименьший показатель характерен для скважин, эксплуатирующих пласты группы «Ю» — 214 суток, тогда как на скважинах, разрабатывающих пласты групп «А» и «Б», наработка близка к среднему по компании показателю — 372 и 403 суток соответственно.

Среди причин отказов скважин с низким притоком преобладает отложение солей (45%), далее следуетотказ кабельной линии (23%), засорение насоса мехпримесями (20%), износ насоса и отказ ПЭД (см. «Причины отказов скважин с низким притоком по общему фонду и группе «Ю»).

В структуре причин отказов УЭЦН на скважинах, эксплуатирующих пласты группы «Ю», преобладание отложений твердой фазы и солей еще более выражено — 60%. Такая ситуация связана с высокими температурами в скважине, возникающими из-за работы насоса практически в зоне интервала перфорации (100-200 м) и в левой зоне с недостаточным охлаждением ПЭД, установки и кабеля.

ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С НИЗКИМ ПРИТОКОМ, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

Среди проблем, возникающих при эксплуатации таких скважин , можно выделить сложный вывод на режим, во время которого наблюдается засорение, отложение солей и перегрев погружного оборудования. При этом надо учитывать, что после остановки скважины, например, в результате сбоев в электроснабжении или после ремонта, фактически требуется ее повторный вывод на режим.

ЭЦН на скважинах с низким притоком работают в левой зоне, что обуславливает низкий КПД, износ, перегрев и солеотложение. Происходят частые остановки скважин в результате срабатывания защиты от срыва подачи (ЗСП) и от перегрузки (ЗП).

Высокие рабочие температуры погружного оборудования обуславливают солеотложение и перегрев узлов установок. Низкое забойное давление приводит к повышенному выносу мехпримесей и наличию свободного газа на приеме насоса.

Низкий приток скважины, как правило, неустойчив. Так, нередко возникает ситуация, когда скважина запускается с дебитом 60-70 м³/сутки, а через 3-4 месяца дебит опускается ниже отметки 20 м³/сутки. Неустойчивый приток становится причиной засорения, перегрева оборудования, отложения солей и повышения количества свободного газа в скважине. Нередко имеет место и сложность настройки уставок.

Чем глубже расположен насос, тем выше рабочая температура. Проблему высокой температуры усугубляет низкая скорость потока жидкости малодебитных скважин, препятствующая охлаждению ПЭД (см. «Зависимость рабочей температуры ПЭД от глубины спуска насоса и скорости потока»).При снижении забойного давления насос начинает работать в левой зоне, в связи с чем следует ожидать падение рабочего тока. Однако по факту этот показатель, напротив, может увеличиться (см. «Изменение забойного давления, загрузки ПЭД и силы рабочего тока»). Вероятной причиной тому служит разрушение пласта и резкое увеличение выноса мехпримесей — вплоть до пересыпания интервала перфорации. В результате происходят подклинки насоса.

В условиях рассмотренной динамики показателей довольно сложно использовать режим автоадаптации станций управления по токам прежде всего из-за проблем с настройками установок в таких режимах. Наилучшим способом оптимизировать работу скважины в данном случае видится индивидуальный подход.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

Для борьбы с солеотложениями на малодебитном фонде скважин «Славнефти» применяются капсулированные ингибиторы и контейнеры ТРИЛ. В 2009 году ингибитор использовался в 33 скважинах, в результате СНО повысилась со 102 до 142 суток. В текущем году посредством применения инкапсулированного ингибитора предполагается повысить СНО до 210 суток. Контейнеры с ТРИЛ в 2009 году применялись на 19 скважинах, СНО увеличилась со 142 до 169 суток. В текущем году планируется довести этот показатель до 225 суток.

В скважинах с низким притоком также практикуется внедрение термовставок 230°С и систем ТМС. В 2009 году термовставки были внедрены в 354 скважинах, в I квартале текущего года — в 77 скважинах. При использовании термовставок повышается вероятность безотказной работы УЭЦН, что доказывает их эффективность (см. «Вероятность безотказной работы УЭЦН с термовставкой 230°С»).

В результате внедрения телеметрической системы ТМС-СКАН в 10 скважинах в 2009 году СНО выросла со 131 до 183 суток. В текущем году ТМС-СКАН внедряются в 4 скважинах, за счет их применения предполагается повысить СНО до 350 суток. Неплохие результаты дает и применение ТМС-Электон: в 2009 году СНО УЭЦН в 36 скважинах была увеличена со 139 до 166 суток. В этом году для внедрения ТМС-Электон выбраны 2 скважины, СНО которых планируется повысить с текущих 178 до 240 суток. В 2008-2009 годах на малодебитных скважинах проводилось внедрение системы ТМС СКАД-2И, в 2009 году на 28 скважинах удалось повысить СНО с 96 до 158 суток.

Значительное увеличение наработки на отказ наблюдалось после внедрения вентильных электродвигателей (см. «Эффективность внедрения ВД «Борец» в 2009-2010 гг.»). Меньшая теплоотдача ВД позволила снизить температуру в скважине, что увеличило надежность работы погружного оборудования.

Наконец, на малодебитном фонде «Славнефти» внедрялись кожухи с фильтром «РИК». В текущем году кожухи внедряются в 57 скважинах, в результате чего предполагается повысить СНО до 232 суток. Вероятность безотказной работы УЭЦН с кожухом повышается, хотя эффект от их применения несколько ниже по сравнению с использованием термовставок (см. «Вероятность безотказной работы УЭЦН с кожухом»).