Красноборов Денис Николаевич Ведущий инженер управления технологии добычи нефти и газа (УТДНГ) отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

СТРУКТУРА ФОНДА

Основную часть нефти компания добывает посредством УЭЦН — 58,6%, на скважины с УСШН приходится 34,4% нефтедобычи, незначительная часть добычи ведется с помощью УШВН и фонтанным способом (см. «Структура добычи нефти «ЛУКОЙЛПермь» по способам эксплуатации скважин»). УЭЦН большей частью представлены установками малого типоразмера с производительностью до 80 м3/сутки (см. «Структура УЭЦН по типоразмерам»).

Большинство установок ЭЦН работают в осложненных условиях (см. «Структура добывающего фонда УЭЦН по дебиту и обводненности»). Так, свыше 65% УЭЦН функционируют на скважинах с дебитом менее 50 м³/сутки.

По состоянию на 1 апреля 2009 года осложненный фонд насчитывал 3 806 скважин — 68,7% действующего фонда. В целом по компании за скользящий год осложненный фонд снизился на 13 скважин.

Изменения в структуре осложненного фонда произошли за счет увеличения действующего добывающего фонда, а также из-за перераспределения по категориям — перехода скважин из одной категории в другую и увеличения коррозионного фонда скважин.

Наиболее распространенным типом осложнений остается АСПО, далее следует коррозия и ВВЭ. Как правило, на скважинах, осложненных АСПО, встречаются и другие виды осложнений, например, повышенное газосодержание или вынос мехпримесей.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» 82,7% скважин, оборудованных УЭЦН (1218 скважин), относятся к осложненному фонду. Для каждого вида осложнений разработаны свои методы предотвращения отказов (см. «Структура осложненного фонда скважин, оборудованных УЭЦН и методы предотвращения отказов»).

СТРУКТУРА ОТКАЗОВ

Для скважин, оборудованных УЭЦН, показатель СНО — около 650 суток (см. «Плановая и фактическая наработка на отказ скважин, оборудованных УЭЦН, 2008-2010 гг.»). Фактические показатели в настоящее время совпадают с плановыми.

Сравнение доли отказов УЭЦН различных типоразмеров выявляет наиболее проблемную категорию установок — ЭЦН-80. По ЭЦН этого типоразмера в течение 2009-2010 годов наблюдались 32,2% отказов (см. «Структура отказов малопроизводительных УЭЦН по типоразмерам»). Высокий процент отказов наблюдается также по ЭЦН-50, ЭЦН-18 и ЭЦН-30. Среди причин отказов ЭЦН выделяются засорение мехпримесями, солеотложение и осаждение АСПО в рабочих органах насосов.

По результатам проведенного анализа разработаны и утверждены мероприятия по повышению СНО, которые предусматривают внедрение оборудования для предотвращения отказов, вызванных теми или иными причинами.

НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТЫ С ОСЛОЖНЕННЫМ МАЛОДЕБИТНЫМ ФОНДОМ

Работа с фондом малодебитных осложненных скважин сегодня ведется по нескольким направлениям. На скважинах, осложненных ВВЭ и мехпримесями, применяется технология эксплуатации УЭЦН в режиме «встряхивания». На фонде, осложненном АСПО, ВВЭ и гидратами, используются нагревательные кабельные линии. На скважинах, осложненных высоким газовым фактором, выносом мехпримесей, солеотложениями и коррозией, применяются различные новые разработки отечественных производителей для малодебитных скважин.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» реализуются следующие программы и мероприятия по предотвращению и ликвидации осложнений при эксплуатации малодебитного фонда:

• развитие технологий греющего кабеля и нагревательных силовых линий для скважин, оборудованных УЭЦН и осложненных АСПО;
• внедрение штанговых насосов с утяжеленными или сдвоенными клапанами на осложненном ВВЭ и повышенным газосодержанием фонде скважин;
• выполнение программы по улучшению работы с механизированным фондом скважин;
• внедрение установок ЭЦН с компрессионо-диспергирующими ступенями на фонде скважин, осложненных повышенным содержанием газа;
• внедрение протекторов-центраторов для защиты кабельных линий и скважинных трубопроводов в искривленных скважинах;
• контроль эксплуатации и дальнейшее внедрение полированных штоков SBS на коррозионно-активном часторемонтируемом фонде.

Кроме того, несколько мероприятий по предотвращению и ликвидации осложнений при эксплуатации малодебитного фонда намечено на ближайшее время:

• внедрение ЭЦН АКС производства НПК «ЛЕПСЕ Нефтемаш» на периодическом фонде;
• внедрение погружных ЭВН производства «Борец»;
• внедрение коррозионностойких полированных штоков производства ПКНМ и «ЭЛКАМ-Нефтемаш»;
• испытание СУ ПАДУ, позволяющей перейти к работе скважин в автоматическом режиме;
• внедрение автоматических лебедок МДС согласно утвержденной программе.

ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН В РЕЖИМЕ «ВСТРЯХИВАНИЯ»

В 2009 году в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» реализована технология эксплуатации УЭЦН в режиме «встряхивания» на скважине №135 Маячного месторождения. Необходимость применения данной технологии была продиктована частыми отказами оборудования по причине засорения рабочих органов ЭЦН мехпримесями, а также образования стойкой эмульсии в результате смешения нефти и пластовой воды, что приводило к перегреву ПЭД или отказу кабеля. СНО до внедрения составляла около 50 суток. При комиссионном разборе в рабочих органах УЭЦН была обнаружена ВВЭ с наличием мехпримесей. Последние образовались в результате разрушения ПЗП.

До применения технологии скважина эксплуатировалась ЭЦН-80-1500, спущенным на глубину 1550 м, использовался ПЭД-40-117, проектный дебит составлял 79 м³/сутки, динамический уровень — 700 м, обводненность –70%, применялась СУ ШГС-5805, а ТМС отсутствовала.

При испытании данной технологии в скважину был спущен ЭЦН-125-1300 на глубину 1550 м. Использовался ПЭД-45-117. Фактический дебит составлял 85 м³/сутки, динамический уровень — 716 м, обводненность — 73%. Использовались СУ ИРЗ-512-400, ТМС — ТМ-ПН-117А.

При выводе скважины на рабочий режим начальный дебит составлял около 135 м³/сутки, конечный — 78 м³/сутки, динамический уровень снизился с 700 до 1000 м, токовая нагрузка возросла до 39 А, температура ПЭД находилась на уровне 45°С. После отбора жидкости глушения, при достижении обводненности 80%, на станции управления был задан следующий алгоритм изменения частоты: рабочая частота 40 Гц с регулярным разгоном 1 раз в 2 суток до 50 Гц на 2-3 часа. В результате этого дебит установился на уровне 85 м³/сут, динамический уровень — 716 м, токовая нагрузка — 34 А, температура ПЭД — 52°С.

В результате внедрения технологии НнО достигла 300 суток, при меньшей скорости движения флюида удалось предотвратить образование стойкой эмульсии. Разгон частоты на станции управления на 2-3 часа позволил добиться выноса мехпримесей на поверхность в специальную систему сбора. Таким образом, проблема на скважине была решена, операционные затраты сокращены, а НнО увеличена.

ПРИМЕНЕНИЕ СИЛОВЫХ НАГРЕВАТЕЛЬНЫХ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

Хороших результатов удалось достичь и благодаря применению нагревательных кабельных линий (НКЛ) в скважинах, осложненных АСПО. ОПИ по внедрению силовых нагревательных кабельных линий на осложненном фонде скважин, оборудованных УЭЦН, проводились в «ЛУКОЙЛ-Пермь» с 2007 года.

Суть этой технологии заключается в том, что НКЛ обеспечивает питание ПЭД и одновременный прогрев колонны НКТ в интервале отложений единым кабелем. Геометрические параметры и электрический режим НКЛС рассчитываются предварительно, также проводится расчет параметров питающего транформатора и требуемая мощность на отпайке. НКЛ состоит из трех отводов, соединенных по специальной технологии

сростками. Верхний холодный отвод протягивают из скважины через герметизирующий кабельный токоввод и соединяют с источником питания и станцией управления УЭЦН, с другой стороны его сращивают с греющим отводом, изготовленным из кабеля КНМПпБП, который подключается к ПЭД посредством кабельного удлинителя с муфтой. Монтаж НКЛС проводится на колонне НКТ в обычном порядке.

Одной из скважин, оснащенных НКЛ, стала скважина № 408 Трифоновского м/р. До внедрения кабельной линии дебит скважины составлял 45 м³/сутки (см. «Данные по работе скважины №408 до внедрения кабельной линии»). Надо отметить, что для пластов, которые эксплуатируют наши скважины, характерны низкие пластовые температуры. По этой причине при потерях тепла складываются благоприятные условия для образования АСПО.

При проведении ТРС при очередном отказе оборудования на основании расчета была скомплектована и спущена в скважину №408 нагревательная кабельная линия. Для чистоты эксперимента ГНО было спущено в скважину на прежнюю глубину без изменения параметров.

До и после внедрения НКЛ мы проводили геофизические исследования по колонне НКТ при работающей скважине (см. «Термоманометрические исследования до и после внедрения НКЛ в работающей скважине»). В процессе этого исследования мы выяснили, что путевые потери тепла, связанные с касанием НКЛ эксплуатационной колонны, весьма значительны. Это подтверждается совпадением кривой температуры с данными инклинометрии.

Результаты исследований показывают, что после внедрения НКЛ температура добываемой продукции не опускалась ниже 22°С и не превышала 60°С. За счет поддержания температуры добываемой жидкости выше температуры кристаллизации парафина удалось предотвратить отложения в лифтовой колонне, что позволило отказаться от проведения регламентных работ и получить при этом дополнительную добычу (см. «Эффективность применения НКЛ»).

При всех плюсах данной технологии есть препятствие для ее массового внедрения — это сложность сросток, поскольку в кабельной линии применяется биметаллический кабель. Сервисные организации, обслуживающие месторождение, не смогут сделать эту сростку качественно. По этой причине НКЛ внедрены только на пяти скважинах. При этом на двух скважинах произошли отказы по причине негерметичности сросток. Тем не менее мы рассчитываем решить эту проблему: на 2011 год в компании запланировано заключение договора на сервисное обслуживание нагревательных кабельных линий, где будут прописаны необходимые технические требования к выполнению этих работ.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ РАЗРАБОТОК ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ

В рамках программ подконтрольной эксплуатации в «ЛУКОЙЛ-Перми» ежегодно испытываются различные виды нового оборудования отечественных производителей.

В настоящее время на малодебитном фонде скважин, оборудованных УЭЦН и осложненных повышенным газосодержанием, положительно зарекомендовали себя насосы с компрессионно-диспергирующими ступенями. На скважинах, осложненных выносом мехпримесей, проводится подконтрольная эксплуатация фильтров производства «Борец» ФПБ-85 и «Элкам-Нефтемаш» ПГ-5.

Проводятся ОПИ насосных установок производства «ЛЕПСЕ-Нефтемаш» позволяющих эксплуатировать скважины, осложненные повышенным газосодержанием, в диапазоне подач от 10 до 80 м³/сут.