Глазков Олег Васильевич Заведующий отделом технологии добычи ОАО «ТомскНИПИнефть»

В литературе малодебитный фонд традиционно определяется как скважины с дебитом до 5 или 35 м³/сут при глубине спуска насоса до 1400 м. При этом существует несколько различных критериев отнесения скважин к малодебитным, каждый из которых соответствует той задаче, для которой выделяется эта категория скважин.

КРИТЕРИИ МАЛОДЕБИТНОСТИ

Так, с точки зрения технологических проблем разработки принимаются во внимание вынос воды из забоя (1-5 м³/сут) и низкая устьевая температура, способствующая образованию АСПО. В данном случае к малодебитным принято относить скважины с добычей 20-40 м³/сут.

Для проектировщиков оборудования и технологов на передний план среди критериев выходит возможность применения основных способов добычи на скважинах с малым дебитом. Традиционные ЭЦН функционируют при дебитах более 25 м³/сут, малодебитные ЭЦН (ВНН5-15, ЛЭЦНДП5-15) — примерно от 12 м³/сут. Следовательно, с этой позиции малодебитные скважины можно определить как скважины с дебитами 12-25 м³/сут.

Если определять малодебитный фонд с точки зрения минимальной рентабельности, то этот уровень будет сильно отличаться для разных регионов нефтедобычи. К примеру, в Татарстане минимальный дебит для обеспечения рентабельности составляет 2-2,2 т/сут, для освоенных районов Томской области (например, Васюганского) — 30 т/сут, а для неосвоенных (например, Пудинского) — 100 т/сут.

В качестве критерия для определения малодебитных скважин в «Томскнефти» взят дебит менее 30 м³/сут. Этот показатель выбран с учетом необходимости акцентировать внимание на проблемах эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных УЭЦН, на которые приходится большая часть добычи нефти предприятия. Несмотря на то, что фонд скважин, оборудованных СШН, составляет около 20% общего фонда «Томскнефти», он приносит менее 3% общей добычи нефти, и поэтому менее важен.

СТРУКТУРА МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА

В «Томскнефти» УЭЦН оборудованы 1703 скважины, УСШН — 428 (см. Параметры работы фондов скважин с ЭЦН и СШН).

Остановимся подробнее на малодебитном фонде скважин, оборудованных УЭЦН. На 22 основных месторождениях «Томскнефти» порядка 17% скважин относятся к малодебитному фонду (дебит менее 30 м³/сут), из них 92% работают с дебитами 20-30 м³/сут и 8% — с дебитами ниже 20 м³/сут. Условия эксплуатации достаточно жесткие (см. «Основные показатели работы малодебитного фонда ЭЦН»): глубина спуска насоса изменяется в диапазоне 1700-2400 м, динамический уровень — 1500-1900 м, напор — 1750-2050 м, забойное давление — 4,2-7,1 МПа, обводненность продукции — 32-59%.

Кроме того, практически на всем фонде скважин был проведен ГРП.

ПРОБЛЕМЫ НАДЕЖНОСТИ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА

Особо остро проблема надежности малодебитных УЭЦН встает при вводе новых месторождений, которые по качеству запасов и условиям разработки заметно уступают основным объектам «Томскнефти». В 2007-2008 годах были введены два таких месторождения: Тагайское и Карайское. Средний дебит скважин, большая часть которых оборудована ЭЦН, составляет порядка 16-22 м³/сут, забойное давление — 5-6 МПа (см. Проблемы надежности при эксплуатации малодебитных ЭЦН). НнО насосов не особенно высока — порядка 85-100 суток, причем имеется тенденция к ухудшению ситуации. В то же время наработка на отказ УЭЦН на соседних месторождениях, характеризующихся похожими условиями эксплуатации за исключением среднего дебита (около 120 м³/сут), существенно больше — от 230 до 360 суток.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПОТЕНЦИАЛЬНО НИЗКИМ ДЕБИТОМ

На балансе «Томскнефти» находится довольно много месторождений, в основном в юрских отложениях, с потенциально низким дебитом. Средняя глубина спуска насоса на них достигает 2000 м и более (иногда до 2800 м), проницаемость не превышает 10 мД, газовый фактор в некоторых случаях достигает более чем 150 м³/т (см. «Нереализованные проекты пробной эксплуатации»). Как видно из таблицы, запасы вновь вводимых месторождений относятся к категории трудноизвлекаемых. Для более-менее успешного ввода их в разработку нам бы хотелось увеличить депрессию на пласт и подобрать соответствующее оборудование. Мы рассматривали возможность перехода на традиционные СШН. Однако такое решение — не выход: забойное давление сохранится на уровне 9-10 МПа, а уровень добычи даже сократится. Совершенствование штанговых насосов: увеличение глубины спуска, длины хода — вряд ли существенно улучшит конечный результат.

Также мы рассматривали возможность применения малодебитных ЭЦН, но решили отказаться от их внедрения в связи с довольно низкой надежностью и затрудненным выходом на режим такого оборудования. Кроме того, как показывает зарубежный опыт, малодебитные ЭЦН, как правило, дороже, чем обычные.

Как можно решить эти проблемы? В «Томскнефти» непрерывно ведется комплексная работа по увеличению МРП используемого оборудования, подбор оборудования осуществляется в соответствии с характеристиками скважин, широко используются газосепараторы, ингибиторы солеотложений, фильтры ЖНШ. Кроме того, сейчас мы рассматриваем возможность интеллектуализации скважин малодебитного фонда, так как опыт коллег показывает, что применение адаптивных систем приводит к положительным результатам.

Намечаются испытания винтовых штанговых насосов с наземным приводом фирмы Netzsch, заявленная глубина спуска которых составляет 2500 м. Однако надежность работы таких насосов в наших условиях остается под вопросом.

В последнее время много говорят об эффективности применения на малодебитном фонде так называемых диафрагменных насосов. Согласно информации от производителей такие насосы могут работать на глубине спуска до 3000 м и обеспечивать напоры до 25 МПа. Если это действительно так, то их внедрение могло бы решить практически все проблемы. Однако требуются доказательства надежности и работоспособности ЭДН.

В заключение хотелось бы еще раз выделить затруднения, с которыми столкнулось наше предприятие при эксплуатации малобедитного фонда скважин. Во-первых, это отсутствие насосов, обеспечивающих необходимые снижение забойного до 4-5 МПа и депрессию не ниже 15 МПа на низкопроницаемые юрские пласты, что ограничивает проектные показатели новых месторождений. Во-вторых, это нерентабельность перехода на СШН.

Таким образом, необходимо внедрять новые типы погружного оборудования — ШВН и ЭДН — при условии подтверждения их надежности и требуемых напорных характеристик.