Анализ работы механического фонда скважин на Пермяковском месторождении с применением энергоэффективных установок

Пермяковское месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 157 км к юго - западу от города Нижневартовска. Месторождение, открытое в 1972 году, разрабатывается с 1985 года. Нефтеносность установлена в терригенных отложениях васюганской свиты верхней юры (горизонт ЮВ1). В эксплуатацию введено на основании Технологической схемы разработки [1], составленной институтом СибНИИНП в 1979 году и утвержденной ЦКР МНП (протокол № 830 от 24.10.1979 г.).

Разработку данного месторождения условно можно разделить на 3 этапа. На первом этапе (с 1985 по 1997 год) был рост добычи нефти, связанный с интенсивным бурением скважин. В конце этого этапа добыча нефти достигла максимальных величин и составила 740.2 тыс.т. нефти. На втором этапе (с 1997 по 2005 год) наблюдалось падение добычи нефти и жидкости, а на третьем этапе (с 2005 года) опять наблюдался рост добычи нефти, и сопровождался интенсивным ростом добычи жидкости и обводненности (до 2013 г.).

На 01.01.2013 г. эксплуатация скважин на Пер-мяковском месторождении ведется механизированным способом, 13 скважин эксплуатируется при помощи установок штанговых насосов (УСШН) и три скважины установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Эксплуатационный фонд, оборудованный погружными установками составляет 52% всего фонда. Коэффициент использования скважин, оборудованных ЭЦН, находится в пределах 0,79. Наработка на отказ с 1.01.12 г. по 1.01.13 г. увеличилась с 445 сут до 477 сут. Количество скважин, оборудованных ШГН составило – 53%. Коэффициент использования скважин, оборудованных ШГН, на 1.01.2013 г. составил 0,47. Наработка на отказ за тот же период, что ЭЦН уменьшилась с 267 сут до 249 сут. Это небольшой показатель, что в целом указывает на относительно благоприятные условия работы добывающего оборудования. Запланированные уровни добычи можно достичь стандартным оборудованием, используемым на Пермяковском месторождении.

В целом, на текущий момент времени эксплуатация добывающих скважин в большинстве компаний осуществляется в основном с помощью УЭЦН – 94% всего фонда, и эта доля постоянно увеличивается, что объясняется несколькими причинами. Основными преимуществами УЭЦН являются широкий модельный ряд и возможность создания высокой депрессии за счет высоких напоров и больших глубин спуска. Однако УЭЦН имеет существенный недостаток - низкий к.п.д. Особенно это характерно для малопроизводительных УЭЦН с номинальной подачей в диапазоне 10-35 м3/сут. Данная особенность УЭЦН была отмечена в работе [2]. В итоге малый к.п.д. низкопроизводительных УЭЦН формирует высокие удельные энергозатраты, что влияет на экономическую эффективность процесса. И если такие показатели, как наработка наотказ и межремонтный период, достаточно трудно прогнозируемы, то удельное энергопотребление поддается объективной оценке с помощью инструментального контроля, на основе которого можно делать точные расчеты, определяя экономическую привлекательность различных способов эксплуатации для конкретных скважинных условий. Следует отметить, что произошедший в последние годы рост тарифов на электроэнергию обусловил повышенное внимание к энергоэффективности добычи во всех крупных нефтяных компаниях. Поэтому применение энегроэффективных УЭЦН набирает популярность.

Энергоэффективные УЭЦН – установки нового поколения, предназначенные для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин, их преимущества: повышенный КПД насоса и двигателя, снижение себестоимости добычи нефти за счет экономии электроэнергии, сниженный размер и вес оборудования упрощает установку оборудования на скважине, пониженный уровень тепловыделения способствует уменьшению интенсивности отложения солей, сохранение показателей энергоэффективности на высоком уровне на протяжении всего срока эксплуатации [7]. По данным производителей, на данный момент основной заказчик ЭЭ УЭЦН – зарубежные компании. Так, 85% оборудования ЗАО «Новомет-Пермь» уходит за рубеж, в частности в Египет и Колумбию. Связано это с иным подходом к обустройству месторождений в труднодоступных регионах (пустыни, тропические леса), нежели в России [6]. В России же отмечается недостаточность внедренных стимулов и механизмов по повышению энергоэффективности, которые не способны преодолеть сомнения нефтяных компаний по поводу надежности и относительной дороговизны ЭЭ УЭЦН. Как результат, внедрение энергоэффективного оборудования в нефтедобыче носит точечный характер, связанный с необходимостью смены устаревшего оборудования, либо проведением опытно-промысловых испытаний [4]. Однако на данный момент на объектах крупнейших нефтяных предприятий России все же внедрено более 600 энергоэффективных установок компании Новомет (5, 5А и 7А габаритов). Практически во всех компаниях результаты признаны положительными.

Таким образом, проанализировав показатели энегроэффективных установок в разных источниках, мы можем рассмотреть возможность их применения на Пермяковском месторождении. Практически во всех компаниях результаты признаны положительными. Применение установок позволит добиться снижения удельного энергопотребления в среднем на 25–30% на Пермяковском месторождении.