Эксплуатация малодебитного фонда скважин в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 23% действующего фонда скважин — малодебитные (дебит менее 30 м3/сутки).
За 2005-2010 годы был осуществлен перевод малодебитных скважин с СШН на ЭЦН, благодаря чему существенно вырос МРП таких скважин, но достигнутый уровень пока отстает от среднего показателя по всему фонду компании. В течение пяти лет на фоне общего уменьшения отказности наблюдался рост числа отказов, связанных со снижением притока.
Для сокращения числа отказов оборудования малодебитных скважин, вызванных различными причинами, компания реализует ряд мероприятий. Так, при снижении притока скважины переводятся в периодический режим работы. Кроме того, практикуется замена насосного оборудования на меньший типоразмер, ведутся ОПИ нового оборудования. Еще одна из приоритетных задач «ГазпромнефтьННГ» состоит в достижении наименьших энергозатрат на подъем добываемой жидкости на поверхность. Компания уже ведет активную работу в этом направлении и готова к многостороннему сотрудничеству с производителями оборудования.
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» основано в апреле 1981 года и в настоящее время ведет добычу на 17 месторождениях ЯНАО. Действующий фонд предприятия на 01.06.10 г. составил 1813 скважин. В 2009 году компания добыла 8 млн 598 тыс. т нефти, что на 363 тыс. т больше запланированного показателя.
Бóльшая часть нефти добывается посредством УЭЦН. В 2009 г. НнО УЭЦН составила 415 суток, что выше показателя предыдущего года на 15%.
СТРУКТУРА МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА
На скважины с дебитом менее 30 м3/сутки, которые в «Газпромнефть-ННГ» относятся к малодебитным, в 2010 году приходилось 23% действующего фонда компании (см. «Структура действующего фонда «Газпромнефть-ННГ»).
В течение 2005-2010 годов в структуре эксплуатации малодебитного фонда компании произошли изменения: если в 2005 году посредством СШН эксплуатировалось 46% этих скважин, то в 2010 году — всего 2%. Параллельно этому росла доля малодебитных скважин, эксплуатируемых с помощью ЭЦН малого типоразмера, — с 47 до 90% (см. «Способы эксплуатации малодебитного фонда в 2005 и 2010 гг.»).
Произошедшие изменения связаны с реализацией мероприятий, направленных на интенсификацию притока: на значительной части фонда были проведены ГРП, что позволило перевести скважины с эксплуатации СШН на ЭЦН. В целом малодебитный фонд скважин с ЭЦН за 5 лет увеличился со 119 до 376.
БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В СКВАЖИНАХ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА
Среди причин отказов УЭЦН на малодебитном фонде наиболее распространены снижение притока, засорение мехпримесями и отложения солей (см. «Основные причины отказов УЭЦН со СНО до 360 суток на малодебитном фонде»). При этом можно заметить, что на фоне общего снижения отказности в 2005-2010 годах наблюдался рост числа отказов, связанных со снижением притока. Такая ситуация обусловлена снижением эффекта от ГРП: уже через полгода после его проведения величина притока уменьшается на 40-50%.
В целях снижения числа отказов по различным причинам в компании реализуется следующая программа мероприятий: при уменьшении притока скважины переводятся в периодический режим работы или в режим плавающей частоты. Последний представляет собой режим, в котором в уставках СУ задаются периоды времени работы установок на повышенной и пониженной частоте. Например, 40 минут работы на 50 Гц меняются 20-минутной работой на частоте 40 Гц. При этом УЭЦН работает в постоянном режиме, но с ограниченным отбором жидкости, так как на частоте 40 Гц практически нет подачи, в НКТ лишь держится столб жидкости. Кроме того, внедряются насосы меньшего типоразмера, ведутся ОПИ новых образцов оборудования.
От засорения насосов применяются щелевые фильтры ЖНШ, практикуются плавный вывод на режим УЭЦН с мониторингом выноса мехпримесей и качественная подготовка забоя скважины к спуску УЭЦН, в том числе с помощью комплекса ГНКТ.
При отложениях парафинов и гидратов применяются нагревательный кабель на НКТ, скребкование колонны НКТ, проведение горячих обработок по затрубу, также используются устьевые обогреватели штуцерной камеры. Скребкование на сегодняшний день представляется наиболее эффективным и дешевым способом борьбы с отложениями парафинов. Сейчас в компании скребкуются порядка 600 скважин.
Для борьбы с солеотложениями используются индивидуальная защита скважин с помощью устьевых дозаторов и погружные скважинные контейнеры. От использования ингибирования через систему ППД мы отказались из-за высокой затратности и экономической неэффективности данного способа.
Для предотвращения нестабильного электроснабжения применяются динамические фильтро-компенсационные устройства (ДФКУ) на шинах кустовых КТПН. В 2010 году мы планируем внедрить 30 таких установок.
Для снижения последствий от высокого газового фактора внедряются газосепараторы нового поколения и мультифазные насосы, термостойкие двигатели. Еще несколько лет назад для работы на малодебитном фонде скважин мы старались приобретать максимально дешевое оборудование, не заботясь о его износостойкости. В настоящее время наша позиция поменялась: для скважин, осложненных выносом мехпримесей, мы закупаем оборудование в износостойком исполнении. После СПО насосы в износостойком исполнении, как правило, не требуют полного ремонта — достаточно заменить изношенные части. Такой подход позволяет увеличить общий срок службы насосов в 2-3 раза.
В целях минимизации технических отказов УЭЦН мы привлекли для обслуживания оборудованных ими скважин сервисные подразделения заводов-изготовителей. Так, компания ОП «Новомет-Ноябрьск» обслуживает порядка 85% фонда скважин с УЭЦН, импортное насосное оборудование обслуживают компании «Бейкер Хьюз БВ» и «Шлюмберже Лоджелко Инк». Практика привлечения сервисных компаний показала хорошие результаты: за счет более качественного сервиса отказы по техническим причинам удалось свести практически к нулю.
В результате планомерно проводимых мероприятий в течение 2005-2010 годов по малодебитному фонду произошло увеличение НнО (см. «Динамика наработки на отказ УЭЦН, 2004-2010 гг.»). При этом показатель остается на 66 суток ниже, чем для остальных скважин компании, оборудованных УЭЦН. Такая ситуация отчасти связана с особенностями малых типоразмеров УЭЦН, например, с малым диаметром проходных сечений. В связи с этим наша компания остро нуждается в оборудовании, которое бы эффективно работало на малодебитном фонде и позволило бы дополнительно увеличить наработку на отказ.
СТРУКТУРА ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА
В структуре малодебитного фонда, эксплуатируемого посредством УЭЦН, более половины скважин оборудованы насосами малого типоразмера (см. «Распределение ЭЦН малодебитного фонда по типоразмерам на 01.06.10»). В частности, внедрение насосов ВНН-15 позволило перевести ряд скважин, ранее эксплуатировавшихся в периодическом режиме, на непрерывный режим с диапазоном работы 12-18 м3/сут. Кроме того, часть малодебитного фонда эксплуатируется не вполне типичными для таких скважин насосными установками — ЭЦН-80, ЭЦН-125, ВНН-125 и ВНН-44 — в периодическом режиме. Практика показала, что эффективность работы установок большего типоразмера в периодическом режиме в этих скважинах выше, чем эффективность установок меньшего типоразмера в постоянном режиме.
В постоянном режиме работает 85% скважин малодебитного фонда, 13% эксплуатируются в периодическом режиме (см. «Распределение скважин с УЭЦН по режиму работы»). В 2010 году на скважинах, оборудованных пакерами без обратного клапана, мы начали внедрять адаптивный режим и режим чередования частот, что позволило добиться стабильной работы скважин.
Актуальным остается вопрос минимизации затрат электроэнергии на механизированный подъем жидкости при эксплуатации скважин с потенциалами 520 м3/сут. В связи с этим мы проводим ОПИ нового оборудования.
ОПИ НОВЫХ ОБРАЗЦОВ ОБОРУДОВАНИЯ
В 2010 в ходе ОПИ внедрялись автоматический комплектный малогабаритный (АКМ) УЭЦВН-10-80-2500 производства НПК «Нефтемаш» (три комплекта), адаптивная система управления добычей нефти (АСУДН-10) производства ЗАО «Электон» (пять комплектов) и эксцентриковый винтовой насос производства ООО «Нетч Пампс Рус». В 2010 году внедрена одна установка винтового насоса и получен отказ с наработкой 1 сутки. Причиной отказа послужила некорректно подобранная группа посадки винтовой пары. Всего планируется внедрить четыре установки.
При применении АСУДН-10 режим работы скважины подбирается автоматически (см. «ОПИ адаптивной системы управления добычи нефти (АСУДН-10) на скв. 5081 куст 348 ВНН 59-2300»). Суточная производительность скважины после внедрения АСУДН-10 составила порядка 20 м3. При этом не наблюдалось повышения температуры, когда происходил сброс или разгонка частоты, а изменение давления на приеме насоса характеризовалось волнообразными колебаниями в диапазоне 60-80 атм.
В рамках ОПИ нового оборудования также внедрялся автоматическая комплектная малогабаритная УЭЦВН-10-80-2500 (см. «ОПИ УЭЦН-10-80-2500 в скв. 1050/53»). Данный ЭЦН был спущен в скважину, оборудованную «интеллектуальной» станцией управления, которая задает алгоритм частоты вращения. В результате ОПИ достигнуты приемлемые дебит (18 м3/сут) и режим работы скважины. Перед внедрением такого режима на большем количестве скважин мы предполагаем сгладить перепады давления в период накопления и отбора нефти.
ЗАМЕРЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Следует отметить, что для «Газпромнефть-ННГ» приоритетно не только повышение наработки УЭЦН, но и достижение наименьших энергозатрат на подъем добываемой жидкости на поверхность. Компания реализует специальную программу в этом направлении, что позволит выбирать и внедрять оптимальные с точки зрения энергоэффективности насосы и приводы.
В «Газпромнефть-ННГ» проводятся эксперименты по прямым замерам энергопотребления на скважинах при различных способах эксплуатации (см. «Результаты экспериментов по прямым замерам энергопотребления на скважинах при различных способах эксплуатации»). В частности, проводится сравнение следующих параметров:
- постоянного режима для насоса малой производительности с низким КПД (левая зона) с периодическим режимом насоса большой производительности в конкретной скважине при одинаковых условиях эксплуатации с последовательной заменой погружного оборудования;
- работы насоса большой производительности в периодическом режиме с адаптивным режимом АСУДН10 на малодебитной скважине при одинаковых условиях эксплуатации без замены оборудования;
- постоянного режима для насоса малой производительности с асинхронным двигателем и насоса с таким же типоразмером, но с вентильным приводом в конкретной скважине при одинаковых условиях эксплуатации с последовательной заменой оборудования;
- постоянного режима УСШН с постоянным режимом УЭЦН и периодическим режимом УЭЦН для конкретной скважины с последовательной заменой оборудования.
Эффективность отдельных способов эксплуатации малодебитного фонда скважин рассчитывалась для 16 скважин с УЭЦН типоразмерами от ВНН-44 до ВНН-15, работающими за левой зоной в постоянном режиме с производительностью менее 12 м3/сут. Проведена оценка работы этих же скважин в периодическом режиме с насосом типоразмером ВНН-79 и в постоянном режиме при эксплуатации с помощью УСШН (см. «Эффективность отдельных способов эксплуатации малодебитных скважин»).
Результаты замеров и расчетов показывают наибольшую эффективность эксплуатации малодебитных скважин с использованием ЭЦН в режиме АПВ. Вместе с тем надо отметить, что режиму АПВ присущи свои сложности в эксплуатации. В частности, в зимнее время на скважинах, работающих в таком режиме, наблюдается замерзание коллекторов и прихват фонтанной арматуры.
Сегодня наша компания заинтересована в приобретении оборудования, позволяющего эффективно с точки зрения затрат на подъем жидкости эксплуатировать скважины с дебитом 5-20 м3/сут. Компания готова к многостороннему сотрудничеству в этом направлении с производителями оборудования.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.