Анализ и пути повышения эффективности механизированной добычи нефти из малодебитных скважин в кризисных условиях

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 электроцен-тробежных насосов (УЭЦН) – 3 %; газлифтным спо- собом (Гс) – 10 %; гидропоршневыми насосами установки, в т. ч. СШН [3].

(ГПН) – 2 %. Причем указано, что 73 % нефтяных        Наряду с совершенствованием установок

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

vcтонные годы разработкимсстлрлждсьшя П) лет

Рис. 1. Типовой график разработки нефтяного месторождения

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

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 малодебитных 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

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 коллекторскими 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.