КЭС – новый подход к повышению рентабельности добычи нефти.

Ухудшение структуры запасов нефти за последние полтора десятилетия привело к снижению дебитов скважин, усложнению условий их эксплуатации, что, в свою очередь, вызвало снижение объемов добычи нефти, сокращение межремонтного периода (МРП) и срока службы добывающего оборудования, увеличение стоимости оборудования специального исполнения. Переход к использованию малопроизводительного оборудования сопровождается ростом удельных энергозатрат на добычу нефти. Следствием данных процессов является неуклонное снижение рентабельности добычи нефти, которая, как известно, определяется следующими основными факторами:

·
объемами добычи нефти;

·
стоимостью оборудования и его сроком службы;

·
МРП оборудования;

·
величиной переменных эксплуатационных затрат, особенно энергетических.

Применяемые в настоящее время способы повышения рентабельности нефтедобычи направлены, как правило, на улучшение одного из упомянутых факторов, часто - в ущерб другому. Предлагаемый Вашему вниманию способ кратковременной эксплуатации добывающих нефтяных скважин погружными центробежными насосными установками с электроприводом (УЭЦН) позволяет одновременно улучшить все основные составляющие рентабельности добычи нефти.

^ Особенности КЭС.

С технической точки зрения, способ кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) УЭЦН является объединением известных способов механизированной эксплуатации скважин. Как и при периодической эксплуатации скважин, при КЭС периоды откачки жидкости из скважины чередуют с периодами накопления жидкости в скважине. Общим для непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом и КЭС является наличие в составе оборудования преобразователя частоты (ПЧ). Для КЭС используются погружные центробежные насосы (ЭЦН) производительностью не менее 100 м³/сут. и более мощные, чем для непрерывной эксплуатации скважин ПЭД.

Следует подчеркнуть, что от известных способов КЭС принципиально отличается наличием возможности раздельного глубокого регулирования давления УЭЦН путем изменения скорости вращения насоса и производительности УЭЦН путем изменения соотношения времени откачки жидкости из скважины и времени накопления жидкости в скважине.

Данная возможность позволяет устранить недостатки, сохранив достоинства известных способов эксплуатации скважин, а также приобрести отсутствующие у них новые положительные качества, что позволяет увеличить рентабельность КЭС в широком диапазоне условий эксплуатации до уровня, недостижимого для большинства известных способов механизированной добычи нефти.

^ Устранение недостатков исходных способов.

Главным недостатком периодической эксплуатации скважин является снижение объемов добываемой продукции по сравнению с непрерывной эксплуатацией. Это связано с увеличением среднеинтегрального динамического уровня пластовой жидкости над приемом насоса, уменьшением депрессии на пласт и сокращением притока пластовой жидкости в скважину. Известен и способ его преодоления: сокращение длительности периода эксплуатации, состоящего из суммы времени откачки жидкости из скважины и времени накопления жидкости в скважине [1]. Чем меньше длительность, тем меньше потери.

Но уменьшение длительности периода при периодической эксплуатации скважин УЭЦН приводит к увеличению частоты пусков и усилению отрицательного воздействия связанных с ними электрических, механических и гидравлических ударных пусковых перегрузок, что влечет за собой значительное снижение МРП.

Данный недостаток устраняется при КЭС осуществлением «мягкого» безударного пуска при помощи ПЧ [2], что дает возможность уменьшить период эксплуатации до единиц-десятков минут. Благодаря малому периоду эксплуатации, динамический уровень при КЭС изменяется незначительно, что позволяет сократить уменьшение объемов добычи нефти за счет периодичности откачки до уровня менее 1 %, либо сохранить объемы добычи неизменными, если есть возможность поддерживать среднеинтегральный динамический уровень при КЭС равным динамическому уровню при непрерывной эксплуатации.

Основной недостаток непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом – высокая стоимость оборудования. Наиболее дорогостоящее оборудование: станции управления (СУ) с ПЧ до настоящего времени используется преимущественно на высокодебитных скважинах. Их применение на среднедебитных скважинах (20-80 м³/сут.) в приемлемые сроки, как правило, не окупается.

КЭС не имеет данного недостатка по двум причинам. Во-первых, с уменьшением подачи ЭЦН резко уменьшается напор одной ступени [3]. Уменьшение напорности секций насосов приводит к тому, что габариты, материалоемкость, а, следовательно, и стоимость насосов, используемых на среднедебитных скважинах, остаются неизменными при уменьшении подачи.

В качестве примера, в табл. 1 сведены технические характеристики и ценовые параметры ЭЦН среднедебитного диапазона с напором около 1200 м. Из таблицы видно, что габариты и цена ЭЦН для скважин с дебитами от 18 м³/сут. до 125 м³/сут. в 5-й габаритной группе остаются практически неизменными. Неизменной остается и стоимость другого оборудования: гидрозащит, газосепараторов, кабельных линий и т.д. Незначительно изменяются лишь цены ПЭД.

Поэтому, с точки зрения оптимизации затрат на приобретение оборудования, нет практически никакой разницы в эксплуатации скважин с дебитами 20-30 м³/сут. непрерывным способом установками производительностью 26 м³/сут. (УЭЦНА5-18-1350) или кратковременным способом установками производительностью 130 м³/сут. (УЭЦНА5-125-1300), т.к. цены этих комплектов погружного оборудования отличаются менее чем на 10 %, хотя их производительность отличается в 5 раз.

Таблица 1.

Во-вторых, как ни парадоксально, именно наличие ПЧ в составе оборудования позволяет оптимизировать стоимость оборудования для КЭС. Высокую стоимость СУ с ПЧ при кратковременной эксплуатации скважин можно компенсировать за счет снижения стоимости ПЭД и ЭЦН путем уменьшения их габаритов при увеличении скорости вращения.

Использование указанного приема при непрерывной эксплуатации скважин малоэффективно ввиду проявления еще одного недостатка данного способа: значительного увеличения скорости износа ЭЦН при увеличении скорости вращения. Скорость износа насоса является степенной функцией от скорости его вращения, с показателем степени от 2,5 до 5 единиц [2]. Например: увеличение скорости вращения насоса на треть: с 3000 об./мин до 4000 об./мин, приведет к ускорению его износа в 2,1-4,2 раза. Двукратное увеличение скорости вращения насоса: до 6000 об./мин, приведет к ускорению его износа в 5,7-32 раза.

^ Сохранение преимуществ исходных способов.

Сокращение МРП, наблюдаемое при непрерывной эксплуатации скважин за счет ускорения износа насоса, связанного с увеличением скорости вращения, при КЭС можно не только исключить а, наоборот: можно увеличить МРП по износу ЭЦН за счет малой величины коэффициента загрузки оборудования.

Уменьшение скорости износа ЭЦН объясняется тем, что при КЭС, 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 МРП по износу насоса при КЭС по сравнению с непрерывной эксплуатацией равна кратности превышения производительности установки над дебитом скважины или отношению периода эксплуатации ко времени работы УЭЦН [4], т.е. равна величине, обратной коэффициенту загрузки оборудования. Например: эксплуатация скважины дебитом 20 м³/сут. в кратковременном режиме установкой производительностью 130 м³/сут. (увеличение МРП в 6,5 раз), насос которой вращается со скоростью 4200 об./мин (уменьшение МРП в 2,3-5,4 раза) позволит увеличить МРП по износу насоса в 1,2-2,8 раза.

Добиться подобного увеличения МРП в нормальных условиях эксплуатации скважин проблематично. Но в условиях эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом механических примесей, когда решающее влияние на длительность наработки насоса оказывает именно скорость его износа, повышение МРП при КЭС в 1,5-2 раза вполне реально. Причем подобный результат предполагает использование недорогого ЭЦН обычного (неизносостойкого) исполнения, что при других способах эксплуатации скважин невозможно.

Сохраняется при КЭС и другое достоинство периодической эксплуатации: сокращение расхода электроэнергии. Экономия электроэнергии достигается за счет того, что ЭЦН производительностью более 100 м³/сут., используемые для КЭС, имеют более высокий КПД, чем ЭЦН для среднедебитных скважин. Например: ЭЦНА5-18 имеет максимальный КПД 28,5 %, а ЭЦНА5-125 – 59 %, т.е. в 2 раза больший (Табл. 1). Кроме того, наличие возможности регулирования ЭЦН при помощи ПЧ позволяет избежать потерь электроэнергии, неизбежных при регулировании подачи погружных центробежных насосов дросселированием [4].

Расчет по общепринятым методикам [5] показал, что ^ КПД установок для КЭС с учетом 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/сут.

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

Гораздо больший экономический эффект можно получить за счет увеличения объемов добычи нефти. Добиться увеличения объемов добычи в среднем на 10-15 % путем согласования параметров системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» позволяет применение при КЭС, так же как и при непрерывной эксплуатации скважин, регулируемого привода на основе ПЧ [6]. Но в отличие от непрерывной эксплуатации [2] при КЭС удается оптимизировать всю систему и работу ее отдельных элементов полностью в широком диапазоне изменения условий эксплуатации скважин.

^ Уникальные возможности КЭС.

Оптимизировать при КЭС удается не только энергетические параметры всех видов оборудования, но и режимы работы [7]. Причем, не только непосредственно при эксплуатации, но и при освоении скважин. В результате этого при КЭС достигаются лучшие для всех способов механизированной добычи нефти энергетические параметры и показатели надежности.

КЭС является мощным инструментом в борьбе практически со всеми основными осложнениями эксплуатации скважин: повышенным выносом мехпримесей, высокой обводненностью продукции, асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, высоким газовым фактором, интенсивной коррозией, высокой температурой [8]. Некоторые из возможностей, которыми обладает КЭС, уникальны. Например: при КЭС возможно использование ПЭД обычного (нетермостойкого) исполнения, рассчитанных на эксплуатацию при температуре окружающей среды до 90°С, в скважинах с температурой в зоне подвески погружного оборудования 100°С и более без снижения МРП.

^ Перспективы КЭС.

Для широкомасштабного внедрения КЭС можно использовать надежное и недорогое серийное оборудование отечественного производства. Производство УЭЦН в России, как и во все мире, имеет давнюю историю и хорошо отлажено. «Детских болезней» при внедрении КЭС не будет.

Российские нефтяные компании имеют большой опыт эксплуатации УЭЦН. Практически все они располагают собственными ремонтными базами с необходимым технологическим, испытательным и монтажным оборудованием, имеют квалифицированный персонал. На складах имеются значительные запасы УЭЦН и запасных частей к ним.

Внедрение новой техники и технологий обычно сдерживается необходимостью больших капитальных затрат на закупку нового оборудования и запасных частей к нему, нового ремонтного, испытательного и монтажного оборудования, затрат на обучение персонала и т.д. При внедрении КЭС подобного наблюдаться не будет. Все необходимое у нефтяных компаний есть.

Кратковременным способом можно эффективно эксплуатировать УЭЦН не только среднедебитные (20-80 м³/сут.), но и малодебитные скважины (5-20 м³/сут.). Причем на скважинах в диапазоне дебитов 20-50 м³/сут., где УСШН работают уже достаточно плохо, а УЭЦН работают еще не достаточно хорошо, преимущества КЭС не подлежат сомнению. Если за пределами данного диапазона принятию решения о внедрении КЭС должен предшествовать тщательный технико-экономический анализ, то на скважинах с дебитами 20-50 м³/сут. он нужен лишь для того, чтобы ответить на вопросы: как быстро окупится внедрение кратковременной эксплуатации скважин, и какую она в дальнейшем будет приносить прибыль.

Выводы.

Подводя итог, можно констатировать, что широкомасштабное внедрение в промысловую практику кратковременной эксплуатации скважин позволит нефтяным компаниям увеличить объемы добычи нефти на 10-15 %, увеличить МРП в 1,5-2 раза, сократить затраты электроэнергии в 2-3 раза, при незначительном увеличении стоимости нефтедобывающего оборудования.

По предварительным оценкам в России в настоящее время предлагаемым способом можно эксплуатировать до трети всех скважин, т.е. более 50 тыс. скважин. Через несколько лет, с учетом существующих тенденций ухудшения структуры запасов нефти, можно ожидать, что количество скважин, эксплуатируемых кратковременным способом, вырастет до половины, от общего числа российских скважин, и из них будет добываться более половины всей нефти России.

Литература:

1.
Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983, стр. 412-417.

2.
Ивановский В.Н. Максимально и минимально допустимые частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывных возможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 2004.

3.
Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения технического уровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 2004.

4.
Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. Москва, Гостоптехиздат, 1957, стр. 129, 77-79.

5.
РД 153.39.1-241-02. Руководство по эксплуатации скважин установками электропогружных центробежных насосов в ОАО «Татнефть». Альметьевск, ОАО «Татнефть», 2001, стр. 65-69.

6.
Бондаренко М.М., Мартынов В.П., Шершень А.Н., Старинов А.Г. Прирост добычи обеспечен только за счет ее интенсификации. Индустрия Казахстана, 2004, № 3.

7.
Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования. Территория Нефтегаз. № 6, 2005.

8.
Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях.Технологии ТЭК. № 4, 2005.

Лист из