10.12.2012 Инженерная практика №12/2012

Ожидаемый объем добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть» в 2012 году составляет чуть мене 18 млн т (рис. 1). При этом по состоянию на ноябрь общий добывающий фонд оснащенных УЭЦН скважин в нижневартовском регионе достиг 3600 единиц (рис. 2).

До 2000-го года мы фактически не знали, что такое «осложнения». В большинстве своем отказы относились к категории ресурсных — отказы гидрозащит по разгерметизации, отказы по клину валов и т.п. С тех пор число скважин после ГРП выросло с единиц процентов до 45%, а число скважин, эксплуатирующих юрские пласты — с 10–12 до 40%. Также происходил значительный рост числа скважин, переведенных на эксплуатацию вышележащего горизонта (АВ) после ГРП — с выносом абразива, в первую очередь. Результатом такой динамики стало резкое падение СНО — на 60% с лишним, с 490 до 300 суток.

Естественно, вырос парк низкопроизводительных УЭЦН с большими глубинами спуска и напорами. Так, с 0 до 20% выросла доля скважин с глубинами (рис. 3) спуска ЭЦН более 2600 м. Доля высоконапорных насосов (от 2000 м) сегодня уже составляет более 40%. И сегодня более 50% действующего фонда скважин оснащены УЭЦН производительностью менее 60 м³/сут.

СТРУКТУРА ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН

Картина осложнений вполне соответствует этой ситуации (рис. 4). На первом месте — вынос механических примесей, что составляет для нас большую проблему. На втором — высокая пластовая температура, прежде всего по юрским пластам — на уровне 90100°С при спуске насоса в интервал перфорации. В сочетании с низкими притоками и работой УЭЦН в левой зоне НРХ, все это обусловливает рост проблемы солеотложения в последние годы.

Солеотложения наиболее выражены при разработке пластов группы ЮВ, так как содержание гидрокарбонат-ионов в их продукции значительно выше, чем у остальных (рис. 5). В особенности это относится к недавно введенном в разработку Тайлаковскому месторождению. С точки зрения работы ГНО это приводит к значительному увеличению количества отказов по клину вала вследствие солеотложений на РО ЭЦН.

При этом набольшую проблему для действующего фонда скважин «Славнефти» представляет повышенный вынос мехпримесей (рис. 6), поскольку именно на этой части ЧРФ происходит от четырех до шести отказов на скважину в год.

БОРЬБА С МЕХПРИМЕСЯМИ

Мы разработали и реализуем программу борьбы с каждым из названных осложняющих факторов (табл. 1). Жирным шрифтом выделены мероприятия, которые мы включили в постоянное применение.

Наибольшую эффективность в отношении противодействия мехпримесям показывают фильтры ЖНШ, благодаря которым нам удается защитить ГНО от выносимого после ГРП проппанта. Наработка по соответствующей части фонда выросла более чем на 150 сут. К сожалению, данный метод не предотвращает засорение глинами.

Кроме того, мы существенно увеличили долю износостойкого оборудования — с 39 до 85%.

Одно из достаточно эффективных средств — оборудование, которое мы в течение ряда лет разрабатывали и внедряли, погружной сепаратор мехпримесей (ПСМ) в 2012 году — было снято с производства компанией «Новомет-Пермь». Тем не менее именно это оборудование дало нам наибольший прирост СНО, и мы хотели бы продолжить его эксплуатацию, если поступят предложения от других изготовителей.

БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ

В рамках борьбы с влиянием отложения солей мы на данный момент остановились на подаче ингибитора на прием ЭЦН при помощи УДР. Хорошо себя показал также и капсулированный ингибитор, но по причине отсутствия конкуренции его цена слишком высока. Мы бы приветствовали альтернативные предложения в этом сегменте, поскольку помимо ЭЦН этот метод обеспечивает также и защиту ПЭД. Дело в том, что «прикипание» двигателя вследствие отложения солей, когда мы не можем извлечь установку из скважины, также представляет для нашего предприятия большую проблему. Приходится проводить аварийные работы и терять на этом достаточно много нефти.

БОРЬБА С ВЛИЯНИЕМ ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТА

В скважинах с расчетной пластовой температурой выше 120°С мы сегодня широко применяем термовставки. Это относится почти ко всем скважинам.

Также, вскрывшим юрские отложения в значительном числе скважин мы внедряем ТМС, поскольку для большой части фонда характерен нестабильный приток, когда после запуска с начальным дебитом 80 м3/сут через несколько месяцев скважина начинает давать уже 40 м3/сут, и встает вопрос понимания потенциала скважины и текущей ситуации с давлениями. Просто по динамике добычи это не всегда можно определить.

К этой же группе мероприятий можно условно отнести и внедрения вентильных двигателей, поскольку КПД ВПЭД при низких загрузках существенно выше, чем у АПЭД, нагрев меньше, гармоник в кабельной линии меньше. Это значит, что при работе высоконапорного оборудования в левой зоне такая установка тратит значительно меньше электроэнергии. Конечно, в таких случаях лучше переходить на периодическую эксплуатацию УЭЦН, но не всегда это оказывается возможным.

НОВЫЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ

В обозримой перспективе мы предполагаем закупать низкопроизводительные ЭЦН в 5А габарите. Основные преимущества — меньшая длина и большие проходные сечения. Цена таких насосов ниже, поскольку используется меньше ступеней.

Из новых направлений также отмечу внедрение фильтров ФВПР производства РЕАМ-РТИ, которые довольно неплохо себя зарекомендавали (рис. 7). Среди эксплуатируемых с этим оборудованием скважин преждевременные остановки были только по снижению дебита и ГТМ. Благодаря этому геологам удалось выявить дополнительный потенциал этого фонда скважин.

Применяем мы и циклические режимы эксплуатации (ПЦЭ). Ожидаемое снижение электропотребления в 2012 году составляет 3,0 млн кВт-ч (6,5 млн руб.), увеличение СНО — в 1,5 раза (рис. 8). Например, одна из скважин при начальном дебите жидкости 90 м³/сут на момент написания статьи экономически эффективно работала в периодическом режиме при дебите 20 м³/сут (рис. 9). Таким образом, мы получили возможность не проводить ПРС по замене ЭЦН-100 на меньший типоразмер. При этом мы ожидаем неплохую НнО.

И, наконец, из широко применяемых в отрасли направлений мы также проводим ОПИ интеллектуальныхСУ. В частности, испытывали два комплекта «Триол АК06-400-28АФИ» и один комплект «СУ ЧР ИНТ Эталон».

ОПИ станции «Триол» к настоящему моменту завершены. Доказано повышение ресурса УЭЦН, уход от аварий и сокращение потребления электроэнергии. При этом нужно четко представлять, что именно мы хотим получить от скважины — экономию электроэнергии или высокий уровень добычи. При одном и том же коэффициенте продуктивности совместить эти задачи не удается.

В число других мероприятий, которые также внесли лепту в повышение наших показателей, вошли следующие:

• переход на СУ нового поколения и СУ с ЧПС;
• 100%-ное использование термостойких удлинителей;
• использование обратных клапанов со шламоуловителями;
• обработки скважин ингибитором солеотложения;
• использование рабочих органов с антиадгезионным покрытием;
• вывод БПО ЭПУ на сервис, строительство нового солерастворного узла;
• использование линейки УЭЦН Centrilift Centurion;
• приобретение УЭЦН REDA D460, DN 5800, использование линейки EZLine;
• испытание насосов из «нержавейки», применение насосов 5А-25, 5А-35;
• испытание насосов ЦВН 10/80-2300 «Орион»;
• испытание винтовых насосов 20-2400 с вентильным приводом;
• применение ПЭД с монельным покрытием, испытание УЭЦН 3-го габарита.

Все это позволило нам существенно увеличить СНО УЭЦН и снизить количество бригад ПРС (рис. 11).