Анализ оптимизированного фонда скважин

Рис. 2.1. Распределение добывающего фонда скважин по категориям на объекте АВ_4-5 Самотлорского месторождения на 1.01.2011 г

На рис. 2.2 представлена динамика изменения добывающего и нагнетательного фонда и динамика коэффициентов использования за последние пять лет. В 2011 г. действующий фонд увеличился на 14 скважин и составил 538 скважин. Действующий добывающий фонд составляет 71 % от общего фонда и 66 % от эксплуатационного. Коэффициент использования в 2010 г. составил 0,61 (0,57 в 2009 г.).

В 2010 году из эксплуатационного добывающего фонда выбыло 128 скважин, из нагнетательного фонда 25 скважин.

Потери добычи нефти по выбывшим скважинам не оценивались, так как большинство скважин отработали свой потенциал и на момент остановки скважины эксплуатировались с низким дебитом по нефти, меньше 2 т/сут и высокой обводненностью (более 98 %) либо находились в длительном бездействии.

Средний дебит нефти за 2011 год составил 8,7 т/сут, жидкости – 252,0 т/сут, средняя обводненность равна 96,6 %. Распределение действующего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и обводненности на 1.01.2011 г. приведено в таблице 6 (приложение).

Основная часть фонда (384 скважины – 71 %) эксплуатируется с дебитами нефти менее 10 т/сут, также значительную группу составляют скважины, дебит нефти у которых находится в интервале от 10 до 50 т/сут (149 скважин – 28 %). Доля скважин с дебитами нефти более 50 т/сут составляет 1 % - 5 скважин.

Почти половина скважин (259 скважина – 48 %) эксплуатируется с дебитами по жидкости выше 100 т/сут, доля низкодебитных скважин (дебит ниже 10 т/сут) составляет 12 % (62 скважины) и 40 % действующего фонда (217 скважин) эксплуатируется с дебитами от 10 до 100 т/сут.

Основная часть (71 % - 380 скважин) работают с обводненностью более 90 %, 86 скважин (16 %) эксплуатируется с обводненностью от 70 до 90 % и только 721 скважины (13 %) имеют обводненность менее 70 %.

В настоящее время почти весь фонд объекта АВ_4-5 эксплуатируется механизированным способом. На 1.01.2011 г. 428 скважин (80 %) эксплуатируются с помощью ЭЦН, 81 скважина (15 %) – газлифтным способом, 24 скважины (4 %) – с помощью ШГН и 5 скважин (1 %) – фонтанным способом.

Рис. 2.2. Динамика изменения  добывающего фонда скважин и К_исп на объекте АВ_4-5 Самотлорского месторождения

 

Общий фонд неработающих нефтяных скважин на объекте АВ_4-5 на 1.01.2011 г. снизился по сравнению с предыдущим годом и составил 623 единицы (673 скважина на 1.01.2010 г.), неработающий фонд нагнетательных скважин также снизился по сравнению с предыдущим годом – 184 скважины (196 единиц на 1.01.2010 г.). В целом наблюдается тенденция снижения неработающего фонда за счет вывода скважин из бездействия и консервации. В 2010 г. в неработающий фонд выбыло 95 добывающих и 7 нагнетательных скважин. 

Динамика изменения неработающего, специального и ликвидированного фонда за последние четыре года представлена на рис. 2.3.

Рис. 2.3. Динамика неработающего, специального и ликвидированного фонда добывающих скважин на объекте АВ_4-5 Самотлорского месторождения

На рис. 2.4 представлено распределение бездействующего  фонда добывающих скважин по причинам остановок на 1.01.2011 г. Основными причинами бездействия добывающих скважин являются:

• технические причины – 202 скважины;
• высокая обводненность продукции – 32 скважины;
• ожидание ГТМ, исследований - 17 скважин;
• газопроявления - 10 скважин;
• малодебитность – шесть скважин;
• отсутствие циркуляции – четыре скважины;
• прочие – 10 скважин.

Рис. 2.4. Распределение  добывающих скважин по причинам бездействия на объекте АВ_4-5 Самотлорского месторождения

Основную группу составляют скважины, бездействующие по причине  аварий (падение оборудования на забой, заклинивание насоса, негерметичность  эксплуатационной колонны и др.) – 72 % скважин.

В течение 2010 г. в бездействие ушло 59 добывающих и семь нагнетательных скважин. Основные причины остановки добывающих скважин - технические (25 скважин), высокая обводненность (21 скважина), ожидание ГТМ (5 скважин). Нагнетательные скважины остановлены по техническим причинам – четыре скважины и в связи с ожиданием мероприятия (3 скважины).

За всю историю разработки объекта АВ_4-5 в добыче нефти участвовали 2329 скважин. Распределение добывающего фонда скважин по накопленной добыче нефти представлено на рис. 2.5.

Рис. 2.5. Распределение  скважин по накопленной добыче нефти  на объекте АВ_4-5 Самотлорского месторождения

Накопленная добыча на скважину, участвовавшую в добыче, в среднем  составляет 159 тыс.т. на скважину, пребывавшую в эксплуатации. Треть скважин - 811 (37 %) имеет накопленную добычу менее 10 тыс.т на скважину, накопленная добыча по этой группе составляет 2,3 млн.т. (0,6 % от накопленной добычи по объекту). Скважины с накопленной добычей от 10 до 100 тыс.т на скважину составляют 36 % (806 скважин), накопленная добыча по ним составила 32 млн.т (9 % от всей добычи). Доля скважин с накопленной добычей более 100 тыс.т. на скважину составляет 27 % (594 скважины), накопленная добыча по ним составила 336 млн.т. (91 %).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 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 большеобъёмных ГРП средний дебит был повышен с 6 до 30м3, что дало возможность заменить СШН на ЭЦН. При этом данные скважины продолжают относиться к категории малодебитного проблемного фонда. Постепенно растёт количество низкопроизводительных насосов и насосов с подачей более 500 м3/сутки.   
СНО по фонду УЭЦН составляет 397 суток. Наименьший показатель для скважин, эксплуатирующи пласты группы «Ю»-219 суток, тогда как на скважинах разрабатывающих пласты групп «А» и «Б», наработка близка к среднему по предприятию ОАО «Самотлорнефтегаз»- 537 и 646 суток соответственно.

Среди причин отказов  скважин с низким притоком преобладает  отложение солей (45%), далее следует  отказ кабельной линии (23%), засорение  насоса механическими примесями(20%), износ насоса, газосепаратора (9%) и отказ ПЭД (3%). 

Среди проблем, возникающих  при эксплуатации таких скважин, можно выделить сложный вывод  на режим, во время которого наблюдается  засорение, отложения 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  солеотложения и перегрев узлов  установки. Низкое забойное давление приводит к повышению выносу механических примесей и наличие свободного газа на приёме насоса.        

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

Чем глубже расположен насос, тем выше рабочая температура. Проблему высокой температуры усугубляет низкая  скорость потока жидкости малодебитных скважин, препятствующая охлаждению ПЭД.

При снижение забойного  давления насос начинает работать в  левой зоне, в связи с чем следует ожидать падения рабочего тока. Однако по факту этот показатель, напротив может увеличиться. Вероятной причиной тому служит разрушения пласта и резкое увеличение выноса механических примесей - вплоть до пересыпания интервала перфорации. В результате происходят подклинки насоса.  

В условиях рассмотрения 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 работы скважины видится индивидуальный подход.

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Результаты внедрения циклической эксплуатации УЭЦН в           ОАО «Самотлорнефтегаз»

 

В условиях нарастания дефицита электроэнергии в России важным становится не только и не столько наращивание генерирующих мощностей, сколько рациональное потребление электроэнергии. Нефтедобывающая отрасль промышленности - один из наиболее серьезных потребителей электроэнергии. Снижение потребления электроэнергии при добыче нефти является важнейшей задачей современного этапа развития промышленности России. Циклическая эксплуатация скважин (ЦЭС) – новая технология механизированной добычи нефти, дает возможность Российским нефтяным компаниям сделать качественный скачок в решении данной проблемы. Только в случае объединения усилий малых наукоемких предприятий и научных учреждений возможно успешное продвижение новых технологий нефтедобычи.

К числу основных составляющих себестоимости добычи нефти относятся  удельные объёмы добычи, потребление  электроэнергии, стоимость оборудования (пропорционально МРП), а также затраты на проведения технологических операций и исследования скважин. При этом применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых факторов и число в ущерб другому.    

Циклическая эксплуатация добывающих нефтяных скважин при  помощи УЭЦН позволяет одновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти. Это, в  частности, увеличение дебита на 10-15%, снижение потребление электроэнергии в 2-3 раза,  увеличение МРП в 1,5–2 раза и экономия на «удельной» стоимости управляемых УЭЦН.       

У стандартного способа  эксплуатации УЭЦН в непрерывном  режиме при всех плюсах есть один большой  минус - невозможно эффективно изменять производительность установки без проведения ТРС. Применяемое для этой цели дросселирование снижает КПД УЭЦН, в результате чего повышаются затраты на потребление электроэнергии.                    

В свою очередь, главный  недостаток периодической эксплуатации УЭЦН состоит в снижении объёмов добываемой продукции при переводе с непрерывной эксплуатации. Снижение связано с увеличением среднеинтегрального динамического уровня пластовой жидкости в скважину. Кроме того, в зимнее время на фонде АПВ часто возникают проблемы с замерзанием устьевой арматуры.          

Взгляд производственников и разработчиков на периодическую  эксплуатацию УЭЦН – однозначно отрицательный. То же самое относится и к производителям установок. Поэтому периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях когда, дебит оказывается настолько меньше производительности установки, что дросселированием ЭЦН нивелировать эту разницу не удаётся. 

Однако существует третий способ– циклическая эксплуатация скважин (ЦЭС), - который сочетает в себе плюсы обоих методов. 

 

3.3 Технология циклической эксплуатации скважин

  ЦЭС представляет собой способ механизированной добычи нефти с помощью УЭЦН с регулируемым приводом на основе преобразователя частоты (ЧП), при котором циклическую откачку жидкости из скважин чередуют с накоплением жидкости в скважине (рис.3.1).

В скважине с притоком флюида из пласта от 5 до 30 м³/сутки спускают УЭЦН производительностью превышающий приток (от 100 м³/сутки и выше). Периодические откачки жидкости чередуются с периодами накопления жидкости (максимум 20 минут).       

Таким образом, ЦЭС представляет собой комбинацию периодической  эксплуатации скважин УЭЦН с регулированным приводом. При этом с технической  точки зрения от известных способов эксплуатации скважин ЦЭС отличается прежде всего регулированием производительности добывающей установки путём изменения соотношения производительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине (и развиваемого ею давления) изменением скорости вращения насоса. 

Во – вторых, все  элементы установки работают в кратковременном  или циклическом кратковременном  режиме, при котором времени работы недостаточно для достижения теплового  равновесия с охлаждающей средой.

 

Рис. 3.1 Технология циклической  эксплуатации скважин

 

 

3.4 Наработка оборудования при циклической эксплуатации скважин

 

При неоднократных перезапусках УЭЦН наработку на отказ оборудования сокращается по причине увеличения частоты воздействия ударных пусковых перегрузок. Как следствие, увеличивается себестоимость добычи нефти.