Анализ оптимизированного фонда скважин

В рамках технологии ЦЭС  ударные пусковые перегрузки устраняются  за счёт «мягкого» безударного пуска  УЭЦН при помощи ПЧ. В ходе испытания  УЭЦН запускали более 20 тысяч раз за 600 суток, что не приводило ни к каким негативным последствиям. 

В отличие от непрерывного способа эксплуатации скважин, для  которого характерен ускоренный износ  рабочих органов насоса на высоких  скоростях вращения ЦЭС позволяет  увеличить наработку на отказ по износу ЭЦН за счёт малой величины коэффициента загрузки оборудования.    

Уменьшение скорости износа ЭЦН объясняется тем, что  при ЦЭС, так же как и при  периодической эксплуатации скважин, насос работает только часть календарного времени эксплуатации, а в остальное время бездействует и , следовательно, не изнашивается. Кратность увеличения наработки на отказ по износу насосу при ЦЭС равна отношению периода эксплуатации ко времени работы УЭЦН, т.е. величине, обратной коэффициенту загрузки оборудования. 

Так, эксплуатация скважины дебитом 20 м³/сутки в кратковременном режиме установкой производительностью 130 м³/сутки (увеличение СНО в 6,5 раз), насос которой вращается со скоростью 4200 оборотов в минуту (уменьшение СНО в 2,3-5,4 раза), позволит увеличить МРП работы насоса в 1,2-2,8 раза.   

Иными словами, увеличение наработки УЭЦН при ЦЭС за счёт сокращения продолжительности ее включения  позволяет с избытком компенсировать ускорение износа за счёт увеличения скорости вращения вала ПЭД.    

Увеличение МРП при ЦЭС способствует также и присущая только этому способу добычи возможность ослабления негативного влияния всех основных осложняющих эксплуатацию скважин факторов.       

 

 

3.5 Ресурс элементов УЭЦН при циклической эксплуатации скважин

При ЦЭС ЭЦН всегда работает в оптимальном режиме. Благодаря этому обеспечивается снижение нагрузок и уровней вибрации УЭЦН, что позволяет увеличить наработку на отказ, уменьшить вероятность «полётов». 

Внедрение ЦЭС позволяет  отчасти снижать требования к  надёжности кабельных линий и удлинителей. С одной стороны, кратковременный режим работы позволяет уменьшить их рабочую температуру. С другой стороны, благодаря повышению КПД установок токовые нагрузки на кабельные линии и удлинителя снижаются. А главное, при ЦЭС отсутствуют ударные токовые перегрузки при пуске УЭЦН, служащие основной причиной отказов кабельных линий и удлинителей.    

В несильно осложнённых  условиях эксплуатации добиться существенного  увеличения МРП скважин при помощи ЦЭС не всегда возможно. Однако в условиях эксплуатации скважин, осложнённых повышенным выносом механических примесей, когда решающее влияние на длительность наработки насоса оказывает именно скорость его износа, повышение МРП при ЦЭС в 1,5 раза вполне реально. Причём подобный результат предполагает использование недорогого ЭЦН обычного (неизносостойкого) исполнения, что при других способах эксплуатации скважин невозможно.  

 

 

 

 

3.6 Энергоэффективность

Большая часть потребляемой электроэнергии расходуется на подъем жидкости и компенсацию отборов, следовательно, сокращая объем добываемой жидкости, возможно существенно сократить затраты на покупку электроэнергии (рис.3.2).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.3.2 Структура энергопотребления по ОАО «Самотлорнефтегаз» за 2011 г.

 

Сохраняется при ЦЭС и другое достоинство периодической эксплуатации: сокращение расхода электроэнергии. Экономия электроэнергии достигается за счёт того, что используемые для ЦЭС ЭЦН производительностью более 100 м3/сутки отличаются более высоким КПД по сравнению с установками средней производительности.   

Так, например, максимальный КПД ЭЦНА5-18 составляет всего 28,5%, тогда  как у ЭЦНА5-125 этот показатель достигает 59%, что в 2 раза выше. Кроме того, регулирование  подачи ЭЦН при помощи преобразователя  чистоты позволяет избежать потерь электроэнергии, неизбежных при регулировании подачи дросселированием.

КПД установок для  ЦЭС с учётом всех видов потерь равен 45-50%, а удельный расход электроэнергии составляет 5,5-6 кВт-ч/м³-км, что в 2-3 раза меньше удельного расхода электроэнергии при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН в диапазоне дебитов 20-50 м³/сутки. 

Сокращение потребления  электроэнергии при переходе с непрерывной  эксплуатации среднедебитных скважин  УЭЦН на циклическую эксплуатацию позволяет  ежегодно экономить по 100-150 тысяч  рублей на каждой скважине. Широкомасштабное внедрение ЦЭС в крупных нефтяных компаниях позволит получить экономию от сокращения потребления электроэнергии в миллионы и даже десятки миллионов долларов в год.   

           

3.7 Сокращение простоев по текущему ремонту скважин

 

Сохранение дебита скважин  неизменным на протяжении длительного  времени даёт возможность увеличить  объёмы и снизить себестоимость  добычи нефти. Поэтому в сравнением с энергоэффективностью ещё больший  эффект от ЦЭС можно получить за счёт увеличения объёмов добычи нефти.        

ЦЭС, так же как и  перевод добиться увеличения объёмов  добычи в среднем на 10-15% путём  согласования параметров системы «нефтяной  пласт-скважина- насосная установка» Но в отличие от непрерывной эксплуатации при ЦЭС удаётся оптимизировать всю систему и работу её отдельных элементов в широком диапазоне изменения условий эксплуатации скважин.               

Здесь же отметим, что  при ЦЭС не происходит характерного для периодической эксплуатации скважин падения уровня добычи, поскольку  в данном случае цикл работы системы (накопление – откачка жидкости) меньше.       

 

 

 

 

 

 

3.8 Технологические операции

 

Благодаря применению для  ЦЭС высокопроизводительных добывающих установок удается увеличить  скорость откачки жидкости из скважин  и получить скорость увеличения депрессии (1-2 кгс/см²/мин) в несколько раз большую, чем при других известных способах механизированной эксплуатации скважин. В свою очередь, повышение скорости увеличения депрессии на пласт при ЦЭС позволяет периодически проводить технологические операции по интенсификации притока жидкости в скважины, аналогичные свабированию, без остановки оборудования и его подъема из скважины, что снижается вероятность кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и ограничения притока пластовой жидкости в скважины. 
ЦЭС не только не исключает применения «классических» технологий борьбы с осложняющими факторами, но, наоборот, повышает их эффективность. Как отмечалось выше, при циклической эксплуатации откачка жидкости производится в основном из затрубного пространства скважины, расположенного над установкой. Это повышает эффективность использования устьевых дозаторов ингибиторов солеотложений, ингибиторов АСПО, ингибиторов коррозии и других реагентов. С одной стороны, за счёт упрощения процедуры «доставки» реагентов к нужным узлам добывающего оборудования и скважин, а с другой, – увеличения длительности воздействия реагентов на данные узлы благодаря значительному превышению времени накопления жидкости в скважине при неработающем оборудовании над временем откачки жидкости из нее. 

Наряду с технологическими операциями ЦЭС позволяет проводить  различные исследования скважин.      

Производительность  УЭЦН при ЦЭС превосходит дебит  скважины в несколько раз. Наряду с возможностью глубокого регулирования  давления УЭЦН, данная особенность ЦЭС позволяет значительно сократить сроки и повысить качество освоения скважин.

Основным параметром, определяющим время и качество освоения скважины, является скорость изменения  депрессии на пласт. При ЦЭС уровень  пластовой жидкости в межтрубном пространстве в начальный момент освоения скважин снижается со скоростью 10-20 м/мин. Скорость увеличения депрессии на пласт составляет при этом 1-2 (кГс/см²)/мин, что в несколько раз превышает значение данного параметра при непрерывной эксплуатации среднедебитных и малодебитных скважин.

Благодаря большому запасу производительности УЭЦН и возможности  глубокого регулирования давления при ЦЭС, откачать жидкость глушения при освоении скважин можно за достаточно короткое время. Кроме того, более мощные ПЭД имеют большую теплоемкость и нагреваются медленнее. Отмеченные особенности ЦЭС, наряду с наличием системы диагностики погружного оборудования, полностью исключают опасность перегрева ПЭД в процессе освоения скважин, что является одной из основных причин их отказа в процессе дальнейшей эксплуатации.

 
      

 

3.9 Опыт внедрения циклической эксплуатации скважин    

 

В рамках программы опытно промышленных испытаний (ОПИ) в ЦДО  «СНГ» в конце 2009 года была подобрана  и апробирована первая скважина в режиме работы циклической эксплуатации скважин (ЦЭС). Целью ОПИ было определить возможность работы УЭЦН в режиме ЦЭС, возможность снижения потребления электроэнергии. Для начала испытаний была подобрана скважина с минимальной добычей нефти в суточном режиме, а так же одним из критериев подбора был вариант перевода скважины в режим ЦЭС без привлечения дополнительных затрат на оборудование и текущий ремонт скважин. Этим кандидатом стала скважина 40073е куста 561.

Существующее оборудование:

 

Узел	Тип
ЭЦН	5-50-1800 3гр Борец нов
ВЭД	36-117 3гр Борец нов
СУ	ВД80 Борец нов
Доп. оборудование	ТМС СПТ-1БП Борец нов
НКТ	73мм – 1715,1 м

 

Параметры эксплуатации:

 

Параметр	До внедрения
Qж (м3/сут.)	15
Qн (т/сут.)	2,2
Нд (м)	1705
Штуцер/Рбуф (мм/атм)	3
Рпр (атм)	17
Режим работы (час/сут.)	24
ЧПС (Гц)	40

 

В начале этапа ОПИ был выбран режим 7 мин. работы и 10 минут накопления. При данном режиме работы Рпр. снизилось до 14 атм., и продолжало снижаться, что было не приемлемо. В последствии режим был изменён 3 раза, и выбран оптимальный режим 4 мин. работы и 9 минут накопления. Данный режим позволил стабилизировать Рпр. в районе 20 атм с амплитудой 2-3 атм (рис.3.3).

Рис.3.3. Динамика давления на приеме насоса при ЦЭС (куст 561 скважина 40073е)

 

Именно контроль давления на приёме насоса позволил сделать вывод о стабильной работе системы Пласт - ЭЦН. Так же при работе в режиме ЦЭС был замечен факт снижения температуры ПЭД относительно непрерывного режима работы на 7 градусов Цельсия. Отрицательным моментом стал тот факт, что не было возможности выполнить замер потребления электроэнергии существующим оборудованием. Для оценки потребления электроэнергии был выполнен  замер фактического потребления в момент работы УЭЦН и расчётным путём от периода работы определено потребление в суточном режиме. В постоянном режиме работы потребление составляло 1075 кВтч., без изменения добычи жидкости в режиме ЦЭС потребление составило 517 кВтч. Снижение  потребления электроэнергии составило 48 %. После получения первых результатов ОПИ, дополнительно в режим работы ЦЭС было переведено ещё 5 скважин. Большее увеличение фонда скважин с ЦЭС не производили по причине возможных рисков работы в зимнее время года. В процессе  эксплуатации внештатных режимов работы УЭЦН и ФА при температуре окружающей среды -38 градусов Цельсия не было ни по одной из экспериментальных скважин.

Техническим советом ОАО «Самотлорнефтегаз», учитывая положительный результат  ОПИ режима работы ЦЭС, было принято  решение об увеличении фонда скважин  в режиме ЦЭС. К концу 2010 года фонд в режиме ЦЭС составил 62 скважины. По переведённым скважинам был выполнен расчёт потребления электроэнергии и сравнение удельного потребления на добычу жидкости до и после перевода на ЦЭС. Снижение удельного потребления составило - 45% (рис.3.4).

Рис. 3.4. Удельное потребление электроэнергии

 

Анализ изменения потребления  ЦЭС, запущенных в 4 кв. 2010г. ЦДНГ СНГ, кВтч:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Анализ изменения потребления  ЦЭС, запущенных в 1 кв. 2011г. ЦДНГ СНГ, кВтч:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Анализ изменения потребления  ЦЭС СНГ, кВтч:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На текущий момент фонд в режиме ЦЭС составляет 71 скважину. По данному  фонду были определены ряд параметров для сравнения показателей в  режиме ЦЭС и в непрерывном  режиме.  Данная информация подтвердила отсутствие потерь добычи нефти при переходе на режим ЦЭС (рис.3.5).

 

Рис.3.5. Добыча жидкости и нефти при переходе на режим ЦЭС

 

Так же было проведено сравнение  потребления электроэнергии данным фондом до и после перевода на ЦЭС (расчётным способом). Снижение составило 42% (рис.3.5).

Рис.3.6. Сравнение потребления электроэнергии

 

Для оценки работоспособности УЭЦН в режиме ЦЭС было проведено сравнение  межремонтного периода (МРП) без  учёта ГТМ (рис.3.7).

Рис. 3.7. Сравнение межремонтного периода

Как видно из представленной информации, МРП по скважинам ЦЭС отработавшим скользящий год гораздо превышает  МРП УЭЦН-15 и ШГН, и данные скважины продолжают работать. Максимальный текущий  показатель МРП УЭЦН в режиме ЦЭС  составляет 497 суток, при этом УЭЦН отработал 49684 циклов. В целом МРП по фонду скважин составляет 192 суток, что ниже средних показателей УЭЦН в диапазоне дебита 15-30 м³/сут., но данный показатель условный, так как скважины продолжают находиться в работе.

После анализа полученных результатов перевода скважин в режим ЦЭС ЦДО «СНГ» планирует получить экономию 27 млн. руб./год.

Дополнительно к полученной экономии, в режиме ЦЭС есть ряд сопутствующих  положительных факторов:

• Отсутствие необходимости спуска ПЭД и погружной кабельной продукции в термостойком исполнении, по причине снижения рабочих температур при ЦЭС;
• Унификация УЭЦН (сокращение парка типоразмеров), одним типоразмером УЭЦН 125 возможно охватить диапазон подач от 1 до 125 м³/сут.;
• Сократить затраты на приобретение УЭЦН связанное с разницей цены УЭЦН5-15, и УЭЦН5-125;
• Снизить количество текущих ремонтов скважин после ГТМ для подбора оборудования под фактический режим работы;
• Возможность снижения отказов по причинам образования солей и высокого выноса механических примесей.