Опыт применения альтернативных технологий эксплуатации малодебитного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз». Малодебитные скважины нефти


Малодебитная нефтяная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Малодебитная нефтяная скважина

Cтраница 1

Малодебитная нефтяная скважина - скважина, дебит жидкости которой составляет не более 5 м3 / сут по жидкости.  [1]

Известным методом эксплуатации малодебитных нефтяных скважин является периодический газлифт. Наиболее рационально эту технологию осуществлять с помощью плунжерного лифта, установки которого в настоящее время работают на нефтяных скважинах Уренгойского месторождения. Сравнительный анализ работы нефтяных скважин показывает, что рационально применять технологию плунжерного лифта на скважинах с дебитом меньше 5 т / сут. Основное преимущество этой технологии перед постоянным и периодическим газлифтом заключается в сокращении эксплуатационных затрат, что выражается в кратном уменьшении тепловых обработок и сокращении расхода рабочего газа.  [2]

В США к малодебитным нефтяным скважинам относятся скважины, дающие менее 10 баррелей в сутки.  [3]

Для определения пределов рентабельности эксплуатации малодебитных нефтяных скважин могут быть использованы Рекомендации по рентабельности эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, разработанные бывш. ЦНИИТЭнеф-тью, в которых установлен примерный предел рентабельности добычи одной тонны нефти в стоимостном выражении.  [4]

Анализ современного состояния изученности вопроса эксплуатации малодебитных нефтяных скважин позволяет рекомендовать путь повышения скоростей подъема несущей фазы продукции скважины установлением промежуточных нагнетателей жидкости в подъемной колонне как основное направление предупреждения накопления воды, повышения энергетических возможностей попутного нефтяного газа и, поэтому создания энергосберегающей технологии.  [5]

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121 7 мм.  [7]

В эпоху экономических реформ особенно остро встает задача рациональной эксплуатации парка малодебитных нефтяных скважин, продуцирующих высоковязкие флюиды. Одним из вариантов решения является применение винтовых насосных установок с поверхностным приводом, обладающих целым рядом преимуществ по сравнению с традиционными ШСНУ и электроцентробежными насосами. Доказательством служит все большее распространение винтовых насосных установок с поверхностным приводом зарубежного производства на нефтяных промыслах нашей страны. Также идет внедрение отечественных установок: в настоящее время на ряде нефтяных месторождений ОАО Оренбургнефть и ОАО Татнефть проводятся промысловые испытания винтовых насосных установок с поверхностным приводом типа УНВП-600 / 20, разработка которых осуществляется на кафедре нефтепромысловой механики УГНТУ.  [8]

Задача 2.54 - Рассчитать дебит и удельные энергозатраты на добычу скважинной продукции из малодебитной нефтяной скважины на режиме периодической откачки по условиям задачи 2.51 при увеличении диаметра насоса в два раза с 28 до 56 мм.  [9]

Для определения пределов рентабельности эксплуатации малодебитных нефтяных скважин могут быть использованы Рекомендации по рентабельности эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, разработанные бывш. ЦНИИТЭнеф-тью, в которых установлен примерный предел рентабельности добычи одной тонны нефти в стоимостном выражении.  [10]

На основе обзора литературных источников и теоретических исследований установлено, что неоправданно большая энергоемкость добычи многокомпонентной смеси из малодебитных нефтяных скважин штанговыми насосами в основном связана с малыми скоростями восходящего потока, при которых дополнительная работа, совершаемая попутным газом по подъему жидкости, сведена к минимуму.  [11]

Таким образом, обоснование необходимости ускорения восходящего потока несущей среды в подъемной колонне применением нагнетателей жидкости явилось основополагающим выводом из проведенных исследований, которое в дальнейшем было реализовано созданием энергосберегающей технологии при добыче продукции из малодебитных нефтяных скважин. Однако необходимо особо отметить, что, как показали наши дальнейшие исследования, ускорение потока жидкости - не самый главный фактор в энергосбережении.  [12]

Это вызвано необходимостью учесть особые условия добычи полезных ископаемых, а также четко определить особенности налогообложения при выполнении СРП в целях создания стабильных условий работы для инвесторов на весь период пользования месторождениями полезных ископаемых. Кроме этого, в перечне специальных налоговых режимов предусмотрена и система налогообложения при разработке неиспользуемых и малодебитных нефтяных скважин.  [13]

Вопрос о нецелесообразности оценки нефти в качестве топлива неоднократно обсуждался в печати и вряд ли требует доказательств. Достаточно сказать, что предлагаемая нами оценка нефти по стоимости возможных к получению нефтепродуктов предусмотрена в существующей инструкции о пределах рентабельной эксплуатации малодебитных нефтяных скважин.  [14]

На вязкость и плотность нефтяной эмульсии наиболее сильное влияние оказывают концентрация и дисперсность воды. Причем концентрация воды в нефти имеет преобладающее значение. Отсюда при рассмотрении энергоемкости добычи многокомпонентной продукции из малодебитных нефтяных скважин основное внимание следует уделять предупреждению накопления воды в подъемной колонне.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Малодебитная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Малодебитная скважина

Cтраница 1

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в объединении Башнефть до 50 % скважин эксплуатируются с дебитом жидкости до 5 0 м3 / сут. Добыча нефти из фонда таких скважин составляет незначительную долю общей добычи нефти по объединению. Но ввиду многочисленности фонда малодебитных скважин вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения трудозатрат и экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Необходимо также отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, так как по мере вступления многих месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбу-ривание низкопродуктивных участков залежей, ранее охваченных выработкой.  [1]

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в АНК Башнефть до 50 % скважин эксплуатируются с дебитом жидкости до 5 0 м3 / сут. Добыча нефти из фонда таких скважин составляет незначительную долю общей добычи нефти по объединению. Но ввиду многочисленности фонда малодебитных скважин вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения трудозатрат и экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Необходимо также отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, так как по мере вступления многих месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее охваченных выработкой.  [2]

Малодебитные скважины с дебитом по жидкости менее 1 - 10 м3 / сут эксплуатируется непрерывно или периодически. Для реализации непрерывного режима добычи используют плунжерные насосы малого диаметра, устанавливают минимальные значения длины хода и числа качаний головки балансира станка-качалки. Чтобы поддерживать непрерывный режим откачки, число ходов стандартных насосов приходится снижать до 1 - 4 в минуту путем переоборудования передаточного механизма или использования тихоходного привода. Периодическая откачка требует эффективной системы автоматического пуска и остановки скважины при достижении расчетного уровня жидкости в затрубном пространстве.  [3]

Малодебитные скважины, как правило, являются низкообводненными. Поэтому литературный обзор по вопросам относительного движения фаз относится к нефтяной эмульсии, в которой дисперсной фазой является вода, а дисперсионной средой - нефть. В иных случаях делается оговорка.  [4]

Малодебитные скважины часто выгодно эксплуатировать через хвостовики малого диаметра.  [6]

Малодебитные скважины часто не имеет смысла эксплуатировать круглосуточно, так как при этом требуются большие затраты энергии, связанные с подъемом жидкости на дневную поверхность.  [7]

Малодебитные скважины, к которым относятся в основном скважины с дебитом жидкости до 5 м3 / сут. Эксплуатация их может осуществляться посредством непрерывной или периодической откачки жидкости.  [8]

Обводняющиеся малодебитные скважины оборудуют приспособлениями для ввода ПАВ и насадками для улучшения вспенивания воды. В относительно неглубоких скважинах используют специально приспособленный для выноса воды плунжерный лифт, аппараты для строгого контроля потока газа или периодического изменения режима эксплуатации скважины.  [9]

Малодебитными скважинами называются скважины, производящие из продуктивного пласта менее десяти баррелей нефти в день.  [11]

Многие малодебитные скважины требуют лишь периодической откачки.  [12]

Переводят малодебитные скважины с компрессорного способа эксплуатации на глубиннонасосный.  [13]

Эксплуатацию малодебитных скважин с содержанием песка в откачиваемой жидкости следует вести непрерывно с применением специальных насосов ( с канавчатыми плунжерами, с плунжером пескобрей) и с подкачкой чистой нефти в затрубное пространство скважины по методу, описанному выше.  [14]

Фонд малодебитных скважин требует для бесперебойного функционирования задалживания на него значительной доли людских и материальных ресурсов, которыми располагает нефтегазодобывающее предприятие. В связи с этим и с учетом особенностей деятельности предприятий в рыночных условиях необходимо постоянно совершенствовать методику выбора способов подъема скважиннои продукции на дневную поверхность, режима работы установленного насосного оборудования, а также улучшать информационное обеспечение, необходимое для выбора и поддержания оптимальных условий эксплуатации малодебитных скважин.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Альтернативные способы эксплуатации малодебитного фонда скважин

В настоящее время в результате ввода новых скважин (ВНС) в зонах расположения пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и краевых зонах постоянно увеличивается малодебитный фонд скважин, для эксплуатации которых необходимо применять специальное оборудование. Наряду с этим отмечается нехватка надежных малопроизводительных установок (как штанговых, так и центробежных насосов), способных работать в осложненных условиях в постоянном режиме при дебитах жидкости 35 м3/сут и меньше. В этой связи малодебитные скважины приходится спускать высокопроизводительное погружное оборудование, что приводит к росту фонда скважин, эксплуатируемых в периодическом режиме.

Начиная с 2015 года на малодебитном фонде скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» проводятся опытно-промысловые испытания (ОПИ) насосных установок различных видов и типоразмеров, в том числе винтовых насосов (УВН), низкопроизводительных УЭЦН, штанговых глубинных насосов с наземным приводом (УШГН), погружных УЭЦН с расширенным диапазоном подач, плунжерных насосов с линейным приводом и вихревых насосов. Результаты проведенных ОПИ приведены в предлагаемой Вашему вниманию статье.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017 Бикаев Ильнар Илшатович Главный специалист Отдела по работе с малодебитным фондом скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» Рис. 1. Технологии для эксплуатации малодебитного фонда скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Технологии, которые могут применяться для эксплуатации малодебитного фонда скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз», условно разделены на пять блоков и включают винтовые насосы, низкопроизводительные УЭЦН, штанговые глубинные насосы с наземным приводом, погружные УЭЦН с расширенным диапазоном подач, плунжерные насосы с линейным приводом и вихревые насосы (рис. 1).

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ

Винтовые насосы могут использоваться в скважинах с дебитом 15 м3/сут и ниже, однако эластомеры, которыми они комплектуются, зачастую не подходят для условий эксплуатации в скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз».

По итогам проведенных испытаний винтовых насосов разных компаний-производителей успешными были признаны только одни ОПИ – винтового насоса серии ЭОВНБК5 производительностью 6 и 20 м3/сут производства ООО «ПК «Борец». В настоящий момент продолжается тиражирование данного оборудования: в 2015 и 2016 годы были внедрены по 50 комплектов ЭЦН, еще 12 комплектов планируется внедрить в 2017 году.

С отрицательным результатом завершились ОПИ винтового насоса УЭВН производства ООО «ЭЛКАМ», насосов LIFTEQ (Baker Hughes), KUDU («Шлюмберже») и винтового насоса серии УОРН92-10 (АО «Новомет-Пермь»). В первых двух случаях оборудование не прошло испытания по причине конструктивного недостатка (несовершенство эластомера), которое делает его эксплуатацию невозможной в условиях малодебитного фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз». В свою очередь, внедрение насоса KUDU было признано экономически нецелесообразным в связи с его высокой стоимостью. Проект внедрения винтового насоса серии УОРН92-10 отклонен по причине отсутствия целевого фонда (вязкость – 5 сСт, КВЧ не более 200 мг/л, обводненность не более 40%).

Среди текущих проектов следует назвать ОПИ винтового насоса серии ЭОВНБК5 (ООО «ПК «Борец») производительностью 20 м3/сут с эластомером специального исполнения, рассчитанным на эксплуатацию в скважинах с температурой пластовой жидкости до 120°С.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ НИЗКОДЕБИТНЫХ УЭЦН

Низкодебитные УЭЦН также могут применяться в скважинах с дебитом 15 м3/сут и ниже. Из очевидных недостатков данных установок стоит назвать, прежде всего, отсутствие асинхронных ПЭД, рассчитанных на работу с указанной производительностью без перегрева, а также высокие риски засорения рабочих органов насоса мехпримесями и низкий КПД оборудования.

Для проведения ОПИ на фонде ООО «РН-Юганскнефтегаз» были выбраны низкодебитные УЭЦН российского производства. Из них к внедрению были рекомендованы следующие типоразмеры установок:

  • УЭЦНО5-20 с открытой ступенью производства АО «Новомет-Пермь»: в 2015 году внедрено 24 комплекта оборудования, в 2016 и 2017 годах по 50 и 20 соответственно;
  • УЭЦНДП5-15(25-1.796)-2100 производства ООО «ПК «Борец»: в 2017 году по результатам тендерных процедур внедрено 10 комплектов оборудования;
  • УЭЦН ЭЦНО5-25 производства ООО «ПК «Борец»: в 2017 году внедрено 20 комплектов;
  • УЭЦНАКИ5-15И, 20И производства ОАО «АЛНАС» (ГК «Римера»): в 2017 году по результатам тендерных процедур внедрены 10 комплектов оборудования.

Испытания низкопроизводительных установок ЭЦНБКИ5-20И производства ПАО «БЭНЗ» и ВНН10Э,15Э,20Э производства АО «Новомет-Пермь» завершились с отрицательным результатом. В первом случае ОПИ были прекращены по причине низкой наработки УЭЦН (131 сут), во втором – отклонены вследствие отсутствия у завода-изготовителя возможности предоставить на испытания УЭЦН в исполнении Н2-ЛЧ.

ТЕКУЩИЕ ОПИ НИЗКОДЕБИТНЫХ УЭЦН

Также в настоящее время проводятся испытания низкопроизводительных УЭЦН LX200 (ООО «Лекс»), УЭЦНР-25 (ООО «РЭПН») и УЭЦНАКИ-20 с расширенными проточными каналами (ОАО «АЛНАС»).

Ключевые показатели эффективности ОПИ установок LX200 включают возможность устойчивой работы оборудования в диапазоне подач 8-40 м3/сут при добыче жидкости с содержанием механических примесей до 2 г/л, а также снижение удельного расхода электроэнергии на 20% (рис. 2).

Рис. 2. ОПИ низкодебитных УЭЦН LX200 производства ООО «Лекс»

В скважину был спущен один из двух комплектов оборудования. После 22 суток работы произошел отказ по причине заклинивания УЭЦН. Как показали результаты разбора, клин произошел в результате организационных ошибок, допущенных обслуживающим персоналом ЦДНГ и сервисного предприятия (ЭПУ), следовательно, претензий к самому оборудованию или заводу-изготовителю у нас нет. После прохождения ревизии установка будет предоставлена нам для проведения повторных испытаний.

В задачи ОПИ УЭЦНР-25 производства ООО «РЭПН» входит возможность устойчивой работы установок в диапазоне подач 17-35 м3/сут при добыче жидкости с содержанием механических примесей до 500 мг/л. Для проведения испытаний были поставлены четыре комплекта оборудования. В настоящий момент ОПИ начаты, ведется мониторинг работы насосов (рис. 3).

Рис. 3. ОПИ низкодебитных УЭЦНР-25 с расширенными проточными каналами производства ООО ПК «РЭПН»

И третий проект – это испытания низкодебитных УЭЦНАКИ-20 с расширенными проточными каналами производства ОАО «АЛНАС». В КПЭ проекта входит возможность устойчивой работы оборудования в диапазоне подач 15-26 м3/сут при добыче жидкости с содержанием механических примесей до 500 мг/л для насосов плавающего типа и до 1000 мг/л – для насосов компрессионного типа (рис. 4). Поставка пяти комплектов оборудования запланирована на август 2017 года.

Рис. 4. ОПИ низкодебитных УЭЦНАКИ5-20 с расширенными проточными каналами производства ОАО «АЛНАС»

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ

Штанговые глубинные насосы могут использоваться для эксплуатации скважин с дебитом 15 м3/сут и ниже. Среди недостатков стоит назвать высокую стоимость оборудования и наличие громоздкого наземного привода, которым комплектуются установки этого типа. К моменту написания настоящей статьи мы провели ОПИ только одного наземного привода грузоподъемностью до 20 т производства ООО «НПП ПСМ-Импэкс» с высокопрочными штангами ООО «ЭЛКАМ».

С технической точки зрения нареканий данное оборудование не вызвало, однако его эксплуатация на фонде ООО «РН-Юганскнефтегаз» признана экономически нецелесообразной в связи с высокой стоимостью.

ОПИ ПЛУНЖЕРНЫХ НАСОСОВ С ЛИНЕЙНЫМ ПРИВОДОМ

Плунжерный насос с линейным приводом может эксплуатироваться в скважинах с дебитом 15 м3/сут и ниже. Данный вид оборудования характеризуется сложностью конструкции: на сегодняшний день действующего прототипа не существует, ведутся его заводские испытания. В частности, начаты ОПИ доработанной конструкции УЭПН13,8-2500-1 производства ООО «Триол-Нефть», продолжаются лабораторные испытания линейного погружного привода производства ООО «ПК «Борец». После завершения работ оборудование будет поставлено заводами-изготовителями для проведения ОПИ на фонде ООО «РНßЮганскнефтегаз».

ОПИ ПОГРУЖНЫХ ВИХРЕВЫХ НАСОСОВ

На данный момент в стадии рассмотрения находится возможность проведения ОПИ установок погружных вихревых насосов для малодебитных скважин (УВНМ) производства ООО «НПО «Эталон». На момент подготовки статьи завод-изготовитель готовил соответствующее коммерческое предложение.

Применительно к данным установкам стоит отметить, что они могут работать с широким диапазоном подач (20-60 м3/сут) и отличаются сравнительно небольшой длиной. Среди недостатков – высокая стоимость оборудования.

ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ ПОГРУЖНЫХ УЭЦН С РАСШИРЕННЫМ ДИАПАЗОНОМ ПОДАЧ

Не первый год мы проводим испытания погружных УЭЦН с расширенным диапазоном подач производства как отечественных, так и зарубежных заводов-изготовителей. Данные установки предназначены для эксплуатации вводимых из бурения новых скважин, характеризующихся высокими темпами падения дебитов, однако также отличаются высокой стоимостью.

К настоящему времени успешно завершены ОПИ следующих установок:

  • ЭЦН REDA D1050N (ARZ, Ni-Resist) производства Schlumberger-REDA с диапазоном подач 40-220 м3/сут: за 2015-2017 годы внедрены в общей сложности 56 комплектов оборудования;
  • ЭЦН серии Centurion SSP 400X10 с рабочими ступенями типа Х производства Centrilift («Бейкер Хьюз») с диапазоном подач 51-157 м3/сут;
  • ЭЦН серий Centurion 400P3SSD и 400G4SXD с диапазоном подач от 16 до 66 м3/сут: установки внедрены на прокатном фонде компании «Бейкер Хьюз».

В период с 2014 по 2016 год на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» в рамках утвержденной программы проходили опытно-промышленные испытания ЭЦН WR2, изготовленные по инновационной МИМ-технологии (Metal Injection Molding) производства ООО «ПК «Борец».

На ОПИ были поставлены три комплекта ЭЦН WR290-300-2300-6 и один комплект ЭЦН WR2-338-40-160-2500-6. Выполнены шесть монтажей (два из них – повторный спуск после ревизии оборудования).

В процессе ОПИ выявлены конструктивные особенности/недостатки (требуется доработка), однако за время ОПИ были продемонстрированы следующие особенности:

  • достижение технологического потенциала составило 95%;
  • в ряде случаев имели место отказы по причине «необеспеченный приток»;
  • отклонения от минимальных значений по расходу жидкости были значительно меньше допустимых минимальных рабочих значений подач.

На данный момент ОПИ приостановлены, ввиду конструктивных недостатков. По результатам доработки конструкции ОПИ планируется к продолжению.

Неудачей также завершились ОПИ ЭЦН новой серии FLEX3.2 с диапазоном подач 6-66 м3/сут производства Baker Hughes по причине низких наработок оборудования (до 180 суток).

ТЕКУЩИЕ ОПИ ШИРОКОДИАПАЗОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На сегодняшний день в ООО «РН-Юганскнефтегаз» продолжаются ОПИ широкодиапазонных УЭЦН производства General Electric и авиатехнического предприятия АО «Лепсе», действующего через своего эксклюзивного дистрибьютора ООО «Лекс».

Ключевые показатели эффективности ОПИ широкодиапазонных УЭЦН TD-1000-2350 (General Electric) включают возможность устойчивой работы оборудования в диапазоне подач 40-176 м3/сут при добыче жидкости с содержанием механических примесей до 1000 мг/л. Два из пяти комплектов УЭЦН находятся в работе, три других были остановлены и демонтированы: два по причине нарушения изоляции (R-0), один – по причине «Отсутствие притока» и нецелесообразности эксплуатации в режиме АПВ (рис. 5).

Рис. 5. ОПИ широкодиапазонных УЭЦН TD-1000-2350 производства General Electric

В КПЭ проекта ОПИ широкодиапазонных УЭЦН, поставленных ООО «Лекс», входит возможность устойчивой работы в диапазоне подач 20-90 м3/сут для LX500 и 45-110 м3/сут – для LX600 при добыче жидкости с содержанием механических примесей до 2 г/л (рис. 6). Снижение удельного расхода электроэнергии для LX500 составляет 10%, для LX600 – 20%. Всего планируется провести ОПИ двух комплектов оборудования – по одной LX500 и LX600.

Рис. 6. ОПИ широкодиапазонных УЭЦН LX500 и LX600 производства ООО «Лекс»

Установка LX500 уже поставлена заводом-изготовителем и в апреле 2017 года была спущена в скважину. На четвертые сутки эксплуатации произошел отказ по причине R-0. Предположительно, при эксплуатации оборудования в застойной зоне произошел износ и слом вала гидрозащиты.

Что касается установки LX600, то сейчас мы ведем подбор скважины-кандидата для проведения ОПИ.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Ильнар Илшатович, в итоге на каких установках вы остановились? Какие из них оптимально подходят для эксплуатации малодебитного фонда ООО «РН-Юганскнефтегаз»?

Ильнар Бикаев: На текущий момент оптимальное решение – это спуск и эксплуатация УЭЦН с номинальной подачей 60-80 м3/сут в условно-постоянном режиме (УПР). Но в то же время активно ведется поиск альтернативных методов эксплуатации данного фонда скважин.

glavteh.ru

Фонд - малодебитная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Фонд - малодебитная скважина

Cтраница 2

В этом учебном пособии изложены результаты анализа работы фонда малодебитных скважин на нефтяных месторождениях в Ваш. АССР, лабораторных исследований особенностей фильтрации аномально-вязких нефтей - неоднородных пластах, промысловых экспериментов на малодебитных скважинах, указаны путч предупреждения отрицательных последствий проявления аномалий вязкости нефти и предложена методика, а также программа для микро - ЭВМ по оптимизации режима работы малодебитных скважин. Даны рекомендации по выбору технических средств для обеспечения непрерывной откачки малых объемов жидкости из малодебитных скважин.  [16]

Таким образом, на нефтяных месторождениях Урало-Повол - жья имеется большой фонд малодебитных скважин. На некоторых месторождениях фонд таких скважин достигает 70 % от фонда добывающих скважин.  [17]

Необходимость регулирования режима откачки жидкости наиболее остро ощущается при эксплуатации фонда малодебитных скважин на залежах смолистой и ЕЫСОКОСМОЛИСТОЙ нефти с неншгоновскими свойствами. Благоприятные условия для проявления этих свойств создаются при периодической эксплуатации малодебитных скважин. Оптимизация работы фонда малодебитных скважин на таких залежах возможна путем подавления неньютоновоких свойств поддержанием необходимого градиента давления в области дренирования и требует совершенствования оборудования для откачки малых объемов жидкости.  [18]

В этом случае возникает вопрос об экономической целесообразности дальнейшей эксплуатации нерентабельного фонда малодебитных скважин.  [19]

Некоторое представление об оборудовании и его работе можно получить путем анализа фонда малодебитных скважин на кон - кретных местороадениях. С этой целью проанализирован фонд малодебитных скважш Шкаловского и Ново-Хазинской площади Арланского месторождений. На Шкаповском месторождении эксплуатируются 76 малодебитных скважин.  [20]

На месторождении Нефтяные Камни и в других давно разрабатываемых нефтяных районах образовался фонд малодебитных скважин, эксплуатация которых непрерывным газлифтом стала экономически нерентабельной. В этой связи намечено перевести: их на периодическую газлифтную эксплуатацию.  [22]

Новая технологическая политика поддержания пластового давления заводнением, направленная на снижение темпов закачки воды, обусловливает объективную тенденцию роста фонда малодебитных скважин, рентабельная эксплуатация которых невозможна без создания и применения научно обоснованных принципиально новых технических и технологических решений.  [23]

Основные нефтяные месторождения Башкортостана находятся на завершающей стадии разработки, характеризуемой падением добычи нефти, высокой обводненностью продукции и увеличением фонда малодебитных скважин. Однако, в низкопроницаемых терригенных коллекторах сосредоточены значительные остаточные запасы нефти. Одной из причин низкой проницаемости таких залежей является повышенное содержание глинистых минералов в породе, в виде цементирующего материала и микропрослоев.  [24]

В связи с вводом в разработку залежей с трудноизвлекаемыми запасами и разбуриванием ич охваченных выработкой низ-конродуктивнкх и слабопронкцаемкх пластов с кааднм годом увеличивается фонд малодебитных скважин с дебитом жидкости менее 5 т / сут.  [25]

Как и на месторождении Узень, на месторождении Жеты-бай эффективны: общее повышение давления, коренное улучшение положения с информацией и прецизионная разработка, работа с фондом малодебитных скважин, ремонт или ликвидация вышедших из строя скважин, для чего нужно удвоить производительность ремонтных бригад, а также бурение скважин-дублеров.  [26]

Если учесть, что добыча нефти штанговыми насосами составляет 45 % от общей добычи по АНК Башнефть, то утверждение о том, что стабилизация добычи нефти в значительной степени зависит от функционирования фонда малодебитных скважин, будет правомерным.  [27]

В последнее время на месторождениях Западной Сибири и в других регионах нашей страны основной прирост добычи нефти достигается за счет ввода в разработку залежей сложного строения с низкопродуктивными слоями. Возрос фонд малодебитных скважин, эксплуатация которых осложняется образованием парафиновых, а в ряде случаев и гидратных пробок в стволах скважин. На мероприятиях по предупреждению и ликвидации пробкообразования расходуются огромные материальные ресурсы и задействован значительный по численности персонал и спецтехника.  [28]

Многие нефтяные месторождения не только Урало-Поволжья, но и России в целом вступили в позднюю или завершающую стадию эксплуатации. В результате фонд малодебитных скважин, т.е. имеющих дебит до 5 т / сут, непрерывно растет. Например, в АНК Башнефть он составляет свыше 80 % от общего фонда. Значительное количество скважин имеют дебит менее 3 т / сут. В частности, в объединении Татнефть их количество составляет свыше 20 % от всего фонда.  [29]

Из табл. 1.3 и 1.4 видно, что фонд малодебитных скважин на некоторых нефтяных месторождениях достигает 70 % ст действующего фонда добывающих скважин. На большинстве месторождений фонд малодебитных скважин со временем увеличивается и лишь на поздней стадии разработки в связи с обводнением цро - дукщш стабилизируется либо уменьшается.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Большие резервы малодебитных скважин. Как экономно извлечь их.

П. Б. Гринберг, В. В. Совпель, А. В. Киевский, Е. П. Сморгунер

Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки новых и особенно доразработки длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления продуктивностью скважин. Особое внимание при этом заслуживают малодебитные  скважины, количество которых, к сожалению, неуклонно возрастает, а от эффективности работы с таким фондом зависит как общая добыча нефти в стране, так и себестоимость добычи нефти. П.Б.Гринберг                         В.В.Совпель

Общеизвестно, что после окончания бурения и освоения продуктивность скважин существенно меньше их потенциальных возможностей. Анализ состояния добычи нефти и газоконденсата на многих месторождениях свидетельствует, что одной из основных причин снижения добычи углеводородов является ухудшение коллекторских свойств пород в призабойной зоне в процессе вскрытия пластов и их разработки [1].Особенностью строения продуктивных пластов является широкое развитие низкопроницаемых коллекторов, содержащих значительные запасы нефти. Многочисленные отечественные и зарубежные исследования и промысловый опыт показывают, что в процессе бурения и освоения скважин ухудшается фильтрационная характеристика призабойной зоны пласта (ПЗП), что обусловлено проникновением в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. В зависимости от конкретных условий бурения фильтраты буровых растворов могут проникать в продуктивные пласты на глубину до 3 м, но преимущественно до 1,5 м. При этом попавшая в пласт вода или фильтрат бурового раствора оттесняют нефть из призабойной зоны в глубь пласта, вызывая в этой зоне снижение естественной проницаемости коллектора для нефти до 50% и более.Несовершенство заканчивания скважин в процессе вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией, а также несовершенство методов их освоения и эксплуатации часто приводит к заниженным показателям эксплуатации  скважин. Более того, по этим причинам последние нередко бездействуют, хотя их потенциал далеко не исчерпан. В большинстве случаев при возможности вызова притока жидкости из пласта обычными методами (заменой бурового раствора на воду, нефть, аэрацией столба жидкости в скважине) в связи с напряженностью планируемых объемов добычи нефти скважины пускают в эксплуатацию без проведения мероприятий  по улучшению проницаемости  ПЗП независимо от дебитов, что недопустимо, так как при условии восстановления естественной проницаемости призабойных зон скважин их дебит может быть увеличен на 48-94%. В связи с этим с целью повышения эффективности разработки месторождений необходимо вводить скважины в эксплуатацию после проведения полного технологического комплекса работ по вскрытию и освоению независимо от результатов опробования объекта [2]. Однако зачастую этого не происходит из¬за отсутствия экономически эффективных методов и устройств.Сочетание методов и устройств, гарантирующих обеспечение надежной гидродинамической связи между скважиной и пластом в процессе освоения и эксплуатации, позволяет решить задачу быстрого, экономичного и качественного ввода объекта в эксплуатацию и поддержание его в течение жизненного цикла. Для интенсификации притока нефти к скважинам наиболее эффективными считаются методы, которые позволяют создавать в ПЗП искусственные трещины. В мировой практике нефтегазодобычи широкое применение находит метод гидроразрыва пласта (ГРП), обеспечивающий  создание, развитие и закрепление трещин в продуктивных пластах [1]. Однако необходимо отметить, что метод ГРП при всей своей эффективности является дорогостоящим и трудоемким, так как требует обеспечения мощным нефтепромысловым оборудованием, множеством металлоемких насосных агрегатов и материалов, доставка которых на отдаленные и труднодоступные месторождения весьма проблематична. Кроме того, при проведении ГРП возможно нарушение структуры нефтяного пласта, так как создается зона пониженного давления в пласте, что зачастую приводит к негативным последствиям (прорыв пластовых вод, отток нефти из зон работы соседних скважин). Поэтому мы считаем, что метод ГРП необходимо применять в условиях глубины проникновения фильтратов от 1,5 м и более.  В этой связи несомненный интерес представляет метод имплозии, локального гидроразрыва пласта в призабойной зоне, как наиболее простой, технологичный, недорогостоящий, доступный и обеспечивающий (при правильно выбранных конструктивных параметрах имплозионных устройств и соответствующей технологии проведения самого процесса) образование трещин в призабойной зоне скважин без закачки в них  закрепляющих материалов. В отличие от ГРП при имплозии обрабатывается только призабойная зона скважины, при этом структура основного нефтяного пласта не нарушается. По данным исследований и нашего опыта, приток нефти в нефтедобывающих скважинах после имплозии может возрасти в несколько раз. Высокая эффективность рассматриваемого метода, применяемого в скважинах с малой проницаемостью пород – коллекторов, объясняется образованием вертикальных трещин, обеспечивающих больший приток жидкости из пласта к забою скважины.   Как метод интенсификации добычи нефти имплозию впервые применили на месторождениях объединения Коминефть в 1966 г. Однако внедрение метода столк­нулось с рядом проблем, главным из которых было отсутствие имплозионного устройства, способного с высокой степенью надежности производить обработку ПЗП. Генератор многократной имплозии (ГМКИ), разработанный в ПечорНИПИ¬нефти, мог обеспечить не более 10 имплозионно­ударного воздействия на ПЗП за один спуск устройства на колонне НКТ. Нефтяников не устраивала низкая успешность обработки скважин с применением гидрогенераторов давления, которая составляла 57%, что не превышало сложившийся средний уровень этого показателя в отрасли по известным методам воздействия на ПЗП [2].  Для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти и разработки месторождений, путем очистки призабойной зоны от глинистых частиц, парафино¬смолистых отложений и других загрязнений, расширения естественных и образования новых остаточных трещин в ПЗП, без закачки в них закрепляющих материалов, были необходимы устройства, позволяющие обеспечить обработку скважин путем многократной, регулируемой депрессии без применения пакетирующего оборудования за однократный спуск глубинного оборудования в скважину, предусмотрев при этом создание гарантируемого вакуума в камере гидрогенератора, после доставки последнего в интервал обрабатываемого пласта. Сущность технологии имплозионного воздействия на ПЗП посредством имплозионного гидрогенератора давления многократного действия заключается в следующем. Проводится райбирование эксплуатационной колонны скважины в интервале зоны перфорирования и промывка скважины с максимальной глубины райбирования до выхода чистого раствора. На устье скважины устанавливается  противофонтанная арматура. ИГГД спускают в скважину на колонне НКТ с таким расчетом, чтобы окна рабочего цилиндра оказались против интервала обрабатываемого пласта. Затем с помощью агрегата А¬50У спускается колонна насосных штанг для соединения автосцепом со штангой плунжера, находящегося в нижней части цилиндра имплозионной камеры. При подъеме агрегатом А¬50У насосных штанг с плунжером со скоростью 1 м/с в цилиндре имплозионной камеры, герметично закрытом снизу  запорным клапаном, создается  разряжение. При выходе плунжера из цилиндра имплозионной камеры в расширенную часть заборного трубопровода скважинная или рабочая жидкость под пластовым давлением из колонны НКТ и из затрубного пространства через отверстия заборного трубопровода с высокой скоростью устремляется в нижнюю часть цилиндра имплозионной камеры к запорному клапану, создавая в призабойной зоне сначала мгновенный импульс депрессии, при этом движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке фильтровой части пласта от загрязнений, а затем гидравлический удар с давлением, многократно превышающим горное давление (избыточное давление достигает 70 МПа). В момент возникновения гидравлического удара под давлением потока жидкости запорный клапан отжимается от седла клапанной муфты, раскрывая цилиндр имплозионной камеры, и вместе со штоком перемещается вниз, открывая окна рабочего цилиндра. Ударная волна проникает в рабочую камеру и через окна рабочей камеры в затрубную зону между концентраторами давления и перфорационными отверстиями и далее передается на пласт, обеспечивая образование искусственных и расширение уже имеющихся остаточных трещин в ПЗП, которые вследствие необратимости процессов деформации горных пород полностью не смыкаются под действием горного давления. Основная энергия осевой составляющей гидравлического удара поглощается специальным устройством. После прохождения ударной волны запорный клапан со штоком под воздействием цилиндрической пружины сжатия возвращается в исходное положение. Затем агрегатом А¬50У плунжер с насосной штангой перемещается вниз и входит в цилиндр имплозионной камеры до ограничительной втулки, вытесняя находящуюся в нем скважинную жидкость через приоткрывающийся запорный клапан и окна рабочего цилиндра в затрубную зону. Запорный клапан под воздействием цилинд¬рической пружины сжатия вновь занимает исходное положение, после чего имплозионный гидрогенератор давления готов к новому циклу работы. Математическое моделирование показывает, что в зависимости от свойств коллектора ПЗП, глубины залегания и мощности пласта длина раскрывшихся и вновь образованных трещин достигает величины от 0,2 м до 0,6 м за один цикл, а раскрытие трещины до 1,5 мм. При многократных имплозионных воздействиях происходит очистка призобойной зоны скважины, развитие и закрепление трещин. В качестве рабочей жидкости для повышения эффективности обработки ПЗП можно использовать различные реагенты: СПНХ – 9021, СПНХ – 9022, ПАВ, углеводородные растворители.Применение имплозионных гидрогенераторов давления многократного действия типа ИГГД позволяет производить последовательное воздействие на призабойную зону скважины по всему интервалу и перимет­ру перфорационной зоны, точечно воздействовать на участки призабойной зоны с низкой проницаемостью, тем самым выравнивать профили притока по всей толщине нефтяного пласта и всем имеющимся пропластам. ИГГД могут применяться для увеличения нефтеотдачи нефтедобывающих и повышения приемистости нагнетательных скважин (вертикальных, полого¬наклонных, горизонтальных, вторых и третьих стволов) с пластовым давлением до 30 МПа и диаметром эксплуатационной колонны от 102 мм и более.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. ¬ М.: Недра, 2006.

2. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. ¬ М.: Недра, 1990.

3. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. ¬ М.: Наука, 2000.

4. Recent Advances in Hydraulic Fractur¬ing/Y.L. Gidley, S. Holdich, D. Nierode, R. Veatch. – Richardson. TX. SPE. – 1989. – V.12.

5. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. ¬ М.: ВНИИОЭНГ, 1998.

6. Попов А.А. Теория и практика эффекта имплозии применительно к процессам нефтедобычи. ¬ Ухта, 2004.

www.ids55.ru

Малодебитная скважина — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Малодебитная скважина (истощенная скважина) — нефтяная скважина, дающая менее 1,5 м³ или менее 10 баррелей нефти в сутки в течение 12 месяцев. Продолжение работы многих малодебитных скважин может быть экономически неоправданным.

США

В США малодебитной газовой скважиной считается скважина, производящая менее 1700 м³ (60 тыс. фут³) газа в сутки. Налоговое управление США использует величину в 2125 м³ (75 тыс. фут³) газа в сутки.

Вследствие высоких цен на нефть в начале 2010-х годов в США в 2012 году продолжало использоваться 400 000 малодебитных скважин с добычей в среднем менее 2 баррелей в день (суммарная добыча 700 000 баррелей). Себестоимость добычи одного барреля в 2014 году составляла чуть менее 40 долларов[1].

По оценке специалистов Ситигруп, снижение цен на нефть в 2014 году заставит многие из небольших семейных бизнесов, разрабатывающих малодебитные скважины, приостановить операции с общей потерей 300 000 баррелей в день в 2016 году[2].

См. также

Напишите отзыв о статье "Малодебитная скважина"

Примечания

  1. ↑ Gregory Meyer. [http://www.ft.com/intl/cms/s/0/f72c4c2c-8340-11e4-b017-00144feabdc0.html US stripper well operators eye closures amid low oil price]. // Файненшл Таймс, 14 декабря 2014 года.
  2. ↑ Gregory Meyer, Ed Crooks. [http://www.ft.com/intl/cms/s/0/219ad9da-6174-11e5-a28b-50226830d644.html Financial pressures hit US shale oil output]. // Файненшл Таймс, 25 сентября 2015 года

Ссылки

  • [http://www.energy.psu.edu/swc/ The Stripper Well Consortium]
  • [http://www.fossil.energy.gov/programs/oilgas/marginalwells/ DOE — Fossil Energy: DOE’s Marginal/Stripper Well Revitalization Programs]
  • [http://www.fossil.energy.gov/news/techlines/2005/tl_well_monitoring.html DOE — Fossil Energy Techline: Ultra-low Cost Well Monitoring Could Keep Marginal Oil Wells Active]
  • [http://www.data-linc.com/industries/oilandgas/stripperwells/index.htm Data-Linc Group: Oil and Gas/Decreasing Foreign Oil Dependency/by Milking Marginal Oil Wells]
  • http://www.energy.psu.edu/swc/sites/default/files/files/2010marginalwell.pdf

Отрывок, характеризующий Малодебитная скважина

(У неё было удивительное имя – Из-и-до-Ра.... Вышедшая из света и знания, вечности и красоты, и всегда стремящаяся достичь большего... Но это я поняла только сейчас. А тогда меня просто потрясло его необычайное звучание – оно было свободным, радостным и гордым, золотым и огненным, как яркое восходящее Солнце.) Задумчиво улыбаясь, Изидора очень внимательно всматривалась в наши взволнованные мордашки, и мне вдруг почему-то очень захотелось ей понравиться... Для этого не было особых причин, кроме той, что история этой дивной женщины меня дико интересовала, и мне очень хотелось во что бы то ни стало её узнать. Но я не ведала их обычаев, не знала, как давно они не виделись, поэтому сама для себя решила пока молчать. Но, видимо не желая меня долго мучить, Изидора сама начала разговор... – Что же вы хотели знать, малые? – Я бы хотела спросить вас про вашу Земную жизнь, если это можно, конечно же. И если это не будет слишком больно для вас вспоминать... – чуточку стесняясь, тут же спросила я. Глубоко в золотых глазах засветилась такая жуткая тоска, что мне немедля захотелось взять свои слова обратно. Но Анна, как бы всё понимая, тут же мягко обняла меня за плечи, будто говоря, что всё в порядке, и всё хорошо... А её красавица мать витала где-то очень далеко, в своём, так и не забытом, и видимо очень тяжёлом прошлом, в котором в тот миг блуждала её когда-то очень глубоко раненая душа... Я боялась пошевелиться, ожидая, что вот сейчас она нам просто откажет и уйдёт, не желая ничем делиться... Но Изидора наконец встрепенулась, как бы просыпаясь от ей одной ведомого, страшного сна и тут же приветливо нам улыбнувшись, спросила:

o-ili-v.ru

Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

УДК 622.276.53 + 622.276.054

DOI: 10.14529/power160111

АНАЛИЗ И ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН В КРИЗИСНЫХ УСЛОВИЯХ

М.И. Корабельников1, М.Ш. Джунисбеков2

1 Филиал ТюмГНГУ, г. Нижневартовск,

2

Таразский государственный университет им. М.Х. Дулати, г. Тараз, Казахстан

Рассмотрено текущее состояние нефтяной промышленности. Представлен типовой график стадии разработки месторождений Западной Сибири. Высказана основная причина снижения эффективности разработки нефтяных месторождений, вызванная стремительным ростом обводненности продукции из добывающих скважин. Указан низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) для месторождений Западной Сибири (35 %) и роль гидравлического разрыва пластов на темп обводнения скважин. Приведен сравнительный анализ работы механизированного фонда США и РФ. Установлено, что малодебитный фонд скважин в США с дебитами по нефти до 0,39 т/сут эксплуатируется скважинными штанговыми насосами (СШН), в то время как в РФ на месторождениях Западной Сибири по малодебитным скважинам отдано предпочтение их эксплуатации установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Установлено, что по коэффициенту полезного действия (КПД) установки электроцентробежных насосов с номинальной производительностью от 20 до 40 м3/сут уступают КПД скважинных штанговых насосов, что приводит к дополнительным эксплуатационным затратам на добычу нефти и повышает ее себестоимость. Отмечено, что существует прорывная технология кратного увеличения КИН путем разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии бурением скважин с горизонтальным окончанием и боковыми стволами на бездействующем фонде скважин. Применение в этих скважинах (без проведения большеобъемных гидравлических разрывов пласта (ГРП)) скважинных штанговых насосов повысит рентабельность добычи нефти на длительный период разработки месторождения. Обоснована необходимость дальнейшего применения СШН и совершенствования станции управления для создания условий энергосбережения и оптимальной работы скважин.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, механизированная добыча, скважинные штанговые насосы, коэффициент полезного действия насосов, эксплуатационные затраты на добычу нефти.

Состояние нефтяной промышленности России и Западной Сибири как основного источника нефти в современных сложных экономических условиях свидетельствует о необходимости разработки и внедрения новых энергосберегающих технологий. Эта необходимость продиктована критическим падением цены на нефть (в 3 раза за полтора года) на внешнем рынке и пока еще значительной зависимостью экономики России от сырьевой составляющей. В последние годы до 45 % добываемой в России нефти экспортировалось за границу. И это несмотря на то, что большая часть крупнейших месторождений Западной Сибири за почти 50 лет эксплуатации находятся в состоянии с падающей добычей нефти при обводненности продукции более 90 %. При этом извлекаемые запасы этих месторождений еще далеки от их реального истощения. Коэффициент извлечения нефти (КИН) - основной показатель эффективности использования нефтяных запасов недр снизился в последние два десятилетия с 51 до 35 % [1]. Снижение этого показателя сопряжено в том числе и с тем, что «новые» недропользователи целенаправленно прибегали к интенсификации добычи нефти из скважин путем проведения гидроразрывов пластов (ГРП), получая при этом огромные прибыли

(особенно на крупных месторождениях). Вместе с временным увеличением добычи нефти из скважин происходил стремительный и необратимый рост обводненности продукции. В результате этих действий происходило разубоживание извлекаемых запасов месторождений и, как следствие, -существенное повышение эксплуатационных затрат на завершающей стадии разработки месторождений [2]. Характер разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, доля которых в общем балансе добычи нефти в РФ достигает 70 %, можно представить в виде наглядного графика (рис. 1). После пробной эксплуатации месторождения и этапа его «разбуривания» наблюдается интенсивный рост добычи нефти, вызванный вводом большого числа эксплуатационных скважин. Пиковое значение добычи нефти на месторождениях достигался через 10-15 лет после ввода их в промышленную эксплуатацию. Этап стабилизации добычи наблюдается несколько лет. Затем наступает плавное падение добычи нефти с непрерывным ростом обводненности продукции скважин. Доля попутно добывающей воды в работающих скважинах на завершающей стадии разработки месторождения может достигать 97-99 %

При высоком проценте обводненности продук-

Электромеханические системы

ции скважины наступает порог рентабельности, т. е. эксплуатационные затраты на добычу нефти, подготовку и утилизацию подтоварной воды могут превышать ее товарную стоимость. Из-за высокой обводненности и не рентабельности механизированной добычи нефти эту категорию скважин останавливают и переводят в бездействующий или консерваци-онный фонд. Основная составляющая эксплуатационных затрат при механизированной добыче - затраты на электроэнергию. В себестоимости добычи нефти плата за электроэнергию может превышать 50 % и более. Вопросам выбора способа добычи, а также путей улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири посвящено много научно-практических работ [3-10]. Например, в работе [5] приведено, что в 90-е годы фонд нефтяных скважин в США был более 580 тыс., а добыча нефти составляла 428 млн т. В России в аналогичные годы фонд нефтяных скважин был в 5 раз меньше (120 тыс.), а добыча нефти составляла 520 млн т. По данным источника [5] более 90 % нефтяных скважин в США эксплуатируются механизированным способом: скважинными штанговыми насосами (СШН) - 85 %; установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) - 3 %; газлифтным способом (Гс) - 10 %; гидропоршневыми насосами (ГПН) - 2 %. Причем указано, что 73 % нефтяных

скважин относятся к скважинам малодебитного фонда со средним дебитом по нефти 0,39 т/сут. Специалисты в области нефтедобычи США считают, что эксплуатация нефтяных скважин установками СШН является самым простым и наиболее экономичным. При этом ими определены области минимальных капитальных затрат на оборудование скважин насосами различных типов (рис. 2) и области минимальных эксплуатационных затрат при оборудовании скважин насосами различных типов (рис. 3).

К сожалению, в последние 2 десятилетия недропользователи в Западной Сибири при эксплуатации нефтяных скважин с дебитами по жидкости от 10 до 30 м3/сут волевым решением отдали предпочтение установкам электроцентробежных насосов (УЭЦН). В этой связи при высокой обводненности этих скважин, низком коэффициенте полезного действия (КПД) УЭЦН малой производительности и низкой стоимости нефти на мировом рынке эксплуатация этих скважин становится убыточной. Зависимость КПД от производительности отечественных установок УЭЦН показана на рис. 4.

Из графика видно, что малопроизводительные УЭЦН в диапазоне от 20 до 40 м3/сут имеют КПД в два раза меньше, чем высокопроизводительные установки, в т. ч. СШН [3].

Наряду с совершенствованием установок

Рис. 1. Типовой график разработки нефтяного месторождения

2300

60 80 100 120 Дебит скважины Q, т/сут

180

Рис. 2. Области минимальных капитальных затрат на оборудование скважин насосами различных типов: СШН. ГПН. УЭЦН|

Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering.

2016, vol. 16, no. 1, pp. 75-79

Корабельников М.И., Джунисбеков М.Ш.

Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин...

электроцентробежных насосов (УЭЦН), с помощью которых в Западной Сибири обеспечивается основная добыча нефти (более 80 %), не утратила своей актуальности необходимость совершенствования техники и технологии добычи нефти с помощью скважинных штанговых насосов, которые продолжают достаточно эффективно использоваться на месторождениях Татарии, Башкирии, Самарской области и других нефтяных районах. Например, добыча нефти в США с помощью СШН, которые не допустили на своих нефтяных месторождениях скачкообразного роста обводненности продукции скважин и приняли в конце 2015 года решение экспортировать нефть на внешний рынок, считают добычу по нефти из скважин СШН эффективной до 0,39 т/сут. [5]. В работах гениального ннженера-нефтяника А.М. Григоряна [11], проложившего путь к технологии повышения КИН путем вскрытия продуктивных пластов многозабойными и горизонтальными скважинами, утверждается, что с помощью бурения боковых стволов и скважин с горизонтальным окончанием можно не только кратно увеличивать дебиты скважин, но и вдвое увеличить коэффициент извлечения нефти. Это подтверждается при выполнении работ по реанимации аварийных и малоде-битных бездействующих скважин в большинстве нефтяных регионах РФ, число которых, по оцен-

кам специалистов нефтепромыслового дела, не менее 25 % [11]. При этом отсутствие искусственных трещин (ГРП) исключает прорыв воды в скважины, а выработка запасов происходит в режиме, близком к поршневому вытеснению нефти. Темп роста обводненности в горизонтальных скважинах гораздо ниже, чем в вертикальных скважинах [2-11]. В этой связи можно с уверенностью утверждать, что эксплуатация малодебитных скважин с низкой обводненностью с помощью СШН будет оставаться рентабельной, даже при самой низкой цене нефти на мировом рынке. Для этого необходимо продолжать работы по совершенствованию СШН, а также систем контроля и управления за работой скважины. В качестве примера можно отметить успешно проведенные опытно-промысловые работы по эксплуатации малодебитных скважин в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз со станцией управления нового поколения (АСУСК), разработанной учеными и специалистами ЮУрГУ на основании выданного патента на изобретение RU 2532488 [12].

Выводы и рекомендации

В условиях кратного падения мировых цен на нефть добыча нефти из малодебитных обводненных скважин становится нерентабельной и вынуждает их остановку. Для преодоления этого

1/00 S 1600 5 1500 8 1400 X 1300 р 1200 1100 £ 1000 5 900 800 £ 700

—\—\—!—1—1—1—\— ! ' '^jk ►

—i :-i-t 1-1-; гпн [-- ..........................................................

— --Г-

——:

........Н1 "1

--- / -.-,- .—\—. - --

УЭЦ

СШН —I ' 1 L

I i | --1.............. .........1........ —_1_—

——' 1 ——

40 50 60 70 80 90 100 Дебит скважин Q, т/сут

110

120

130

Рис. 3. Области минимальных эксплуатационных затрат при оборудовании скважин насосами различных типов

Рис. 4. График зависимости КПД от производительности УЭЦН отечественного производства

Электромеханические системы

явления необходимо проводить следующие работы:

1. На завершающей стадии разработки нефтяного месторождения (залежи) следует проводить геолого-технические мероприятия, направленные на существенное снижение обводненности продукции скважин: проводить селективную изоляцию пластов; устранять заколонные перетоки жидкости и газа; ограничить коэффициент компенсации при закачке воды в пласт; ограничить значение забойного давления до оптимального и депрессию на пласт; ограничить объем работ по ГРП на пластах со средними и высокими коллек-торскими свойствами.

2. Расширять объем работ по реанимации бездействующего фонда скважин путем бурения боковых стволов и эксплуатацию скважин СШН.

3. Совершенствовать СШН, а также систем контроля и управления работой станков-качалок при эксплуатации скважин.

4. Восстановить фонд скважин, эксплуатация которого предусматривала работу с СШН.

Литература

1. Концепция программы преодоления падения нефтедобычи / под ред. А.А. Боксермана. - М.: Зарубежнефть, 2006.

2. Кудинов, В.И. Строительство горизонтальных скважин / В.И. Кудинов. - М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2007. - С. 44-48.

3. Адонин, А.Н. Выбор способа добычи нефти /А.Н. Адонин. - М.: Изд-во «Недра», 1971.

4. Руководство по выбору механизированных способов эксплуатации нефтяных скважин. Стандарт предприятия. СТП-59-00-006-78. Глав-тюменнефтегаз, 1979.

5. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин за рубежом // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып. 11(83).

6. Пути улучшения использования фонда скважин не месторождениях Западной Сибири / В.А. Шумилов, Н.А. Сельцова, Г.И. Махиня, Л.В. Осинцева // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989.

7. Увеличение межремонтного периода работы глубинонасосных скважин за рубежом // Обзорная информация Сер. «Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ. 1987.-Вып. 8(137).

8. Эксплуатация наклонно-направленных скважин штанговыми глубинными насосами // Обзорная информация Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1998. -Вып. 3.

9. Уразаков, К.Р. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири / К.Р. Уразаков и др. - М.: ВНИИОНГ, 1997. - 56 с.

10. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов / И. Т. Мищенко. -М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

11. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: учебное пособие / под ред. Г.П. Зозули. - М.: Издат. центр «Академия», 2009. -176 с.

12. Пат. 2532488 Российская Федерация, МПК Е21В47/008. Способ и устройство для регулирования потока добывающей жидкости в скважине / С.Г. Воронин и др. - Опубл. 10.11.2014.

Корабельников Михаил Иванович, канд. техн. наук, доцент кафедры «Нефтегазовое дело», филиал ТюмГНГУ, г. Нижневартовск; [email protected]

Джунисбеков Мухтар Шардарбекович, канд. техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Автоматика и телекоммуникации», Таразский государственный университет им. М.Х. Дулати, Казахстан, [email protected]

Поступила в редакцию 24 февраля 2016 г.

DOI: 10.14529/power160111

ANALYSIS AND WAYS OF INCREASING THE EFFICIENCY OF ARTIFICIAL OIL LIFT FROM MARGINAL WELLS IN A DOWN ECONOMY

M.I. Korabel'nikov1, [email protected], M.Sh. Junisbekov2, [email protected]

1 Nizhnevartovsk Branch of Tyumen State Oil and Gas University, Russian Federation,

2 Taraz State University named after M.Kh. Dulaty, Kazakhstan

The article deals with the current state of the petroleum industry. The typical schedule of oilfield development stages in Western Siberia is presented. The paper finds that the main reason for reduced effectiveness of the oilfield development is a rapid growth of water cuttings of well production. Low oil recovery factor (ORF)

Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering.

2016, vol. 16, no. 1, pp. 75-79

Корабельников М.И., Джунисбеков М.Ш.

Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин...

for the fields in Western Siberia (35 %) and the impact of hydraulic fracturing on the drowning rate are indicated. A comparative analysis of the mechanized facility reserves of the United States and the Russian Federation is given. The marginal well reserve of the USA with oil production rate up to 0.39 t/day is found to be operated with oil well pumps (OWP), while electrical submersible pump units (ESPU) are mainly applied for marginal wells in Western Siberia of the Russian Federation. The efficiency factor (EF) of electrical submersible pump units with rated capacity of 20 to 40 m3/day is lower than that of oil well pumps; it results in additional operational costs for oil production and increasing its prime cost. There is a breakthrough technology enabling a multiple increase of oil recovery factor by means of well drilling with horizontal tailing-in and branch holes at inactive well stock at the final oil field development stages. The use of oil well pumps in these wells (without large-scale hydraulic fracturing) will improve long-term profitability of oil production. The necessity of further application of OWPs and improving the control station to enable energy efficiency and optimal well performance is substantiated.

Keywords: oil recovery factor, artificial lift, oi well pumps, pump efficiency factor, operational costs of oil production.

References

1. Bokserman A.A. (ED). Kontseptsiya programmy preodoleniya padeniya neftedobychi [The Concept of a Program to Overcome the Oil Drop]. Moscow, Zarubezhneft' Publ., 2006.

2. Kudinov V.I. et al. Stroitel'stvo gorizontal'nykh skvazhin [Construction of Horizontal Wells]. Moscow, Neftyanoe khozyaystvo Publ., 2007, pp. 44-48.

3. Adonin A.N. Vybor sposoba dobychi nefti [The Choice of Oil Production Method]. Moscow, Nedra Publ., 1971.

4. Enterprise Standard STP-59-00-006-78. [Instruction Manual for the Selection of Mechanized Oil Production Technologies]. Glavtyumenneftegaz, 1979.

5. [Selecting the Method for Operating Oil Wells Abroad]. Obzornaya informatsiya. Ser. Neftepromyslovoe delo [Overview Ser. Petroleum Engineering], Issue 11 (83), Moscow, VNIIOENG Publ., 1984.

6. Shumilov V.A., Sel'tsova N.A., Makhinya G.I., Osintseva L.V. [Ways to Improve the Well Stock Using in West Siberian Oilfields]. Obzornaya informatsiya. Ser. Neftepromyslovoe delo [Overview Ser. Petroleum Engineering]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1989.

7. [Increasing the Time Between Maintenance of Deep Pumping Wells Abroad]. Obzornaya informatsiya. Ser. Neftepromyslovoe delo [Overview Ser. Petroleum Engineering], no. 8 (137), Moscow, VNIIOENG Publ., 1987.

8. [The Operation of Directional Wells by Sucker Rod Pumps]. Obzornaya informatsiya. Ser. Tekhnika i tekhnologiya dobychi nefti i obustroystvo neftyanykh mestorozhdeniy [Overview Ser. Technique and Technology of Oil Production and Development of Oilfields], Issue 3, Moscow, VNIIOENG Publ., 1998.

9. Urazakov K.R. et al. Osobennosti nasosnoy dobychi nefti na mestorozhdeniyakh Zapadnoy Sibiri [Features of the Pumping Oil Production in West Siberian Oilfields]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1997. 56 p.

10. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya dobycha nefti: Uchebnoe Posobie Dlya Vuzov [Downhole Oil Production: Tutorial for Higher Schools]. Moscow, M71 FGUP "Neft' i Gaz" RGU Nefti i Gaza im. I.M. Gubkina Publ., 2003, 816 p.

11. Zozulya G.P. (ED). Osobennosti Dobychi Nefti i gaza iz gorizontal'nykh skvazhin [Features of Oil and Gas Production from Horizontal Wells]. Moscow, Publishing Center "Academy", 2009. 176 p.

12. Voronin S.G. et al. Sposob i ustroystvo dlya regulirovaniya potoka dobyvayushchey zhidkosti v Skvazhine [A Method and Apparatus for Adjusting the Fluid Flow Rate in a Wellbore]. Patent RF, no. 2532488, 2014.

Received 24 February 2016

ОБРАЗЕЦ ЦИТИРОВАНИЯ

Корабельников, М.И. Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях / М.И. Корабельников, М.Ш. Джунисбеков // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». - 2016. - Т. 16, № 1. -С. 75-79. DOI: 10.14529/power160Ш

FOR CITATION

Korabel'nikov M.I., Junisbekov M.Sh. Analysis and Ways of Increasing the Efficiency of Artificial Oil Lift from Marginal Wells in a Down Economy. Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2016, vol. 16, no. 1, pp. 75-79. (in Russ.) DOI: 10.14529/power160111

cyberleninka.ru