42
энергоемкого. Проще говоря, один пласт «передавливает» другой, в
результате чего из объекта с меньшим давлением нефть в скважину не
поступает, и он остается невыработанным. А через несколько лет «черное
золото» из такого пласта может и воообще уйти по системе коллекторов.
При ОРЭ в скважину спускают специальное оборудование,
обеспечивающее подъем на поверхность продукции каждого пласта по
самостоятельным каналам. Чаще всего используется система, в которой
работают два насоса: электроцентробежный и штанговый глубинный (ЭЦН
и ШГН).
Каждый насос работает на определенный объект разработки. В
общую колонну насосно-компрессорных труб добыча с нижнего объекта
разработки ведется электроцентробежным насосом, а с верхнего –
штанговым. Добываемая жидкость смешивается в трубе выше ШГН и
поступает в выкидную линию скважины, а дальше – через групповое
замерное устройство – в промысловую систему сбора. При этом забойное
давление по верхнему объекту не опускается ниже предельно допустимой
величины.
Одновременная разработка нескольких эксплуатационных объектов
одной скважиной возможна лишь при 100-процентном разобщении
пластов. Поэтому объекты герметично отсекаются пакером, в результате
чего исключается взаимовлияние пластов.
Технология ОРЭ позволяет включить в работу участки, добыча из
которых ранее не велась, и увеличить добычу до 30-40 процентов. Кроме
того, применение метода позволяет вести учет добычи и выработки
запасов как по верхнему, так и по нижнему объектам, более точно знать их
текущее обводнение, энергетическое состояние залежей.
Опытно-промышленные работы проводились на Харьягинском
промысле и по схеме ШГН-ШГН, однако часто фактический дебит
получался значительно ниже ожидаемого.
43
Технология ОРЭ внедрялась также на Южно-Шапкинском,
Пашнинском, Восточно-Мастеръельском, Южно-Тереховейском, Северо-
Савиноборском месторождениях.
Но наиболее успешных результатов удалось достигнуть именно на
Харьягинском – и именно с применением системы ЭЦН-ШГН. Хорошая
эффективность от внедрения ОРЭ прослеживается на скважинах №4221,
№5022, №5121 этого месторождения за счет приобщения пластов (по-
другому, вовлечения в разработку новых участков).
Дополнительная добыча нефти на каждой скважине составила до 40
тонн в сутки. В целом же, от использования оборудования ОРЭ на
скважинах «Лукойл-УсинскНефтеГаз» за 2016 и 2015 годы получен
прирост по нефти в 35 тысяч тонн.
Одновременно-раздельная эксплуатация двух объектов позволяет не
только увеличить дебит скважин, но и решить ряд других задач, а счет
подключения других объектов остаются в эксплуатации
малопродуктивные скважины, тем самым повышается рентабельность
добычи.
Сокращаются капитальные вложения в бурение на вновь открытых
месторождениях, ускоряется вовлечение в разработку новых запасов с
других горизонтов без строительства дополнительных скважин.
В 2018 году запланировано внедрение одновременно-раздельной
эксплуатации на 22 скважинах ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» и «Лукойл-
Ухтанефтегаз».
Во время проведения опытно-промышленных работ будет
производиться сравнительный анализ оборудования ОРЭ от разных
производителей.
Следует отметить, что программа опытно-промышленных работ по
ООО «Лукойл-УсинскНефтеГаз» в области добычи нефти и газа в 2018
году весьма обширна.
44
На месторождениях будут производиться промысловые испытания
скважинных пластинчатых насосов, длинноходовых установок ШГН с
наземным приводом, электровинтовых насосов фирмы «NETZSCH» с
высокой заводской гарантийной наработкой на отказ, стеклопластиковых
насосно-компрессорных труб на нагнетательных скважинах.
2.4 Основные сложности при разработке месторождения
Нефть Харьягинского нефтяного месторождения содержит до 32,1%
парафиновых отложений, до 4,54% смол, до 7,6% асфальтенов, что ведет к
отложению парафина на стенках насосно-компрессорных труб, выкидных
линий, трапов, промысловых нефтепроводов и емкостей при добыче
парафинистой нефти.
Осложнения, вызываемые отложениями парафина на Харьягинском
месторождении, приводят к уменьшению коэффициента продуктивности
призабойной зоны, снижению производительности скважины и
межремонтного периода, и, следовательно, к уменьшению добычи нефти.
Отложения парафина в наземных коммуникациях и емкостях
снижают их производительность, увеличивают непроизводственные
затраты на перекачку.
Особо следует остановиться и на таком неблагоприятном явлении,
как быстрое (1 – 3 месяца) и многократное снижение приемистости
нагнетательных скважин после пуска их в работу.
Основная причина указанного – отсутствие на месторождении
системы подготовки воды перед закачкой в продуктивные пласты.
В итоге происходит загрязнение призабойной зоны пластов
продуктами коррозии металла и другими механическими примесями. При
сложившейся ситуации, несмотря на то, что соотношение нагнетательных
и добывающих скважин доведено до значений 1:3, суммарная суточная
45
приемистость нагнетательного фонда скважин остается в 2 – 3 раза меньше
суммарного дебита добывающих скважин.
По этой причине одна нагнетательная скважина в состоянии
компенсировать в пластовых условиях отбор лишь только одной
добывающей скважины. В значительной мере следствием отмеченного
стало то, что в 2014 г. возросшие объемы добычи жидкости были
скомпенсированы лишь на 44,2%.
Энергетическая характеристика некоторых залежей продолжает
оставаться неблагоприятной, а на отдельных участках критической.
В зонах отбора некоторых скважин пластовое давление
приблизилось или оказалось ниже давления насыщения.
Забойное давление в скважинах (в которых были спущены СКАДы)
оказалось ниже давления насыщения, а это является предпосылкой для
выпадения парафина в призабойной зоне пласта.
Таким образом, хотя соотношение нагнетательных и добывающих
скважин составляет значение 1:3, суммарная суточная приемистость
нагнетательного фонда скважин остается в 2 – 3 раза меньше суммарного
дебита добывающих скважин.
Необходимо провести анализ фонда добывающих скважин
Харьягинского нефтегазового месторождения.
2.5 Анализ фонда добывающих скважин Харьягинского
нефтегазового месторождения
В таблице 4 приведен расчет показателей объема работ в
эксплуатации нефтяных скважин.
Таблица 4
Показатели объема работ в эксплуатации в ООО «Лукойл–
УсинскНефтеГаз» за 2014-2016 гг.
46
Показатели
2014 г.
2015 г.
Откл.
2015/2014
2016 г.
Откл.
2016/2014
1. Эксплуатационный фонд скважин
2 490
2 915
425
3 326
836
2. Действующий фонд скважин
1347
1499
152
1541
194
3 Скважино-мес. Эксплуатации
15 559,6
16 230,4
670,8
17 762,4
2 202,8
4. Скважино-мес., числившиеся по
действующему фонду
16 436,7
17 631,3
1194,6
18 747,5
2 310,8
5. Скважино-мес., числившиеся по всему
эксплуатационному фонду
30 295,0
38 399,1
9104,1
40 466,3
10 171,3
Из таблицы 4 видно, что в 2016 году показатели объема работ в
эксплуатации улучшились по сравнению с прошлым годом.
Рост скважино-месяцев, числившихся по действующему фонду
скважин, произошел за счет увеличения среднегодового действующего
фонда на 194 скважин, а рост скважинно-месяцев, числившихся по всему
эксплуатационному фонду вызван увеличением эксплуатационного фонда
на 836 скважин.
Все скважины ООО «Лукойл-УсинскНефтеГаз» делятся на
эксплуатационные, нагнетательные, контрольные, находящиеся в
консервации, ликвидированные.
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины в
освоении, действующие и бездействующие.
В действующий фонд включается скважины, которые круглосуточно
работают, т. е. дают продукцию.
Анализ баланса календарного времени действующего фонда
скважин, представлен в таблице 5.
Таблица 5
Баланс времени действующего фонда скважин в ООО «Лукойл–
УсинскНефтеГаз»
47
Показатели
2014 г.
2015 г.
Откл.2015г/2014г
2016
Откл.2016г/2014г
скв-час.
%
скв-час.
%
скв-час.
%
скв-час.
%
скв-час.
%
1. Календарный
фонд времени
действующего
фонда скважин
11834457
100
12145322
100
310865
-
13498257
100
1663800
-
2.Время
эксплуатации
действующего
фонда скважин
11202937
94,76
11455902
94,32
252965
-0,44
12788965
94,75
1586028
-0,01
3Время
остановок скважин
631520
5,34
689420
5,68
57900
0,34
709292
5,25
77772
1,12
4.Коэффициент
эксплуатации
0,947
0,947
0
0,947
0
1,00
Из таблицы 5 видно, что календарный фонд времени действующего
фонда скважин в 2016 году увеличился на 1 663 800 скважино-часов (14 %)
по сравнению с прошлым годом. Это произошло вследствие увеличения
действующего фонда на 194 скважины. Количество простоев скважин
увеличилось на 77 772 ч. Удельный вес времени эксплуатации
действующего фонда скважин в 2016 году незначительно уменьшился и
составил 94,75 % от календарного фонда скважин. Удельный вес времени
простоя наоборот также незначительно снизился. В результате этого
коэффициент эксплуатации в 2016 году не изменился и составил 0,947.
Таблица 6
Показатели производительности скважин в ООО «Лукойл-
УсинскНефтеГаз» за 2014-2016 гг.
Показатели
2014 г.
2015 г.
Откл.2015/2014
2016 г.
Откл.2015/2014
1. Валовая добыча, т
6651185
7981098
1329913
8059099
1407914
2. Время работы скважин, скв-сут
466800
497253
30453
532860
66060
3 Среднесуточный дебит, т/сут
14,2
14,9
0,7
15,1
0,9
4.Дебит на 1 скважино-месяц, по
действующему фонду, т
404,6
410,1
5,5
429,8
25,2
5.Дебит на 1 скважино-месяц,
отработанный, т
427,4
439,2
11,8
453,7
26,2
48
По данным таблицы 6 видно, что среднесуточный дебит в 2016 году
незначительно увеличился по сравнению с прошлым годом. Увеличению
дебита на один скважино-месяц, числившийся по действующему фонду
скважин на 25,2 тонн способствовало увеличение количества скважин
действующего фонда с более высокой производительностью. Увеличению
дебита на один скважино-месяц отработанный на 26,2 тонн способствовало
уменьшение простоев в расчете на одну скважину.
Третья очередь Харьягинского месторождения
На 139-й кусте Харьягинского месторождения три действующие
скважины, и каждая – с разным дебитом, от 20 м
3
до 50 м
3
в сутки.
В действующем фонде КЦДНГ-7 штанговых насосов уже 27 единиц,
семь из них работают на таком относительно новом направлении, как
одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ). Этот метод позволяет на
одной скважине одновременно добывать нефть из разных объектов
разработки. Например, пробурена скважина, которая вскрывает несколько
эксплуатационных объектов. Их разобщают при помощи пакера, чтобы
давление одного пласта не передавливало второй. И в нормальном режиме
добывают нефть из обоих: из верхнего – штанговым насосом, из нижнего –
электроцентробежным. Таким образом, одна и та же скважина оснащается
и ШГН, и ЭЦН.
Эту технологию на объектах КЦДНГ-7 начали внедрять в прошлом
году и добились настолько хорошего эффекта, что продолжают применять
самым активным образом.
Проблема высокой парафинистости «сырой» нефти решается самым
надежным способом было и остается оснащение скважин греющими
кабелями. Технология «СВ»: в насосно-компрессорные трубы спускается
термокабель. Нагревая жидкость, он не дает парафину откладываться на
внутренних стенках труб, экономической целесообразности оснащать
греющим кабелем каждую скважину цеха нет, так как стоимость самого
49
оборудования, его монтажа и затраты на потребляемую электроэнергию
весьма высоки. Поэтому там, где парафиновые отложения не столь
интенсивны и особых проблем при эксплуатации скважин не возникает,
прекрасно используются скребки.
Согласно проведенным в 2014 году исследованиям А.В.Павловской
на объектах ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз» Харьягинского
месторождения внедрены НКТ с силикатно-эмалевым покрытием, 1
рабочий обслуживает до 5 скважин, до этого 1 рабочий обслуживает 2,14
скважины. Для очистки НКТ от парафиноотложенний используется
скребковая проволока диаметром 1,8 мм. Смена проволоки производится 1
раз в 2 месяца. После перехода на новую НКТ смена проволоки
производится 1 раз в 6 месяцев. Это связано с тем, что сокращается
количество спускоподъемных операций и позволяет экономить МТЦ:
стоимость 1 бухты скребковой проволоки — 295,75 тыс. руб.; 1 бухты
проволоки хватает на 5 скважин. Согласно полученным данным чистый
дисконтированный доход положителен и составляет 568 700,59 тыс. руб.,
индекс доходности равен 2,09 руб./рубль капитальных вложений, что
больше единицы (IД 1).
Кроме того, предприятие получает прибыль в размере 959 740,68
тыс. руб. от дополнительной добычи нефти при использовании НКТ
с силикатно-эмалевым покрытием. Внутренняя норма доходности
составляет 213 %. Срок окупаемости составляет 1,5 года. Следовательно,
данный проект является эффективным и прибыльным для предприятия
[Павловская,2014 год].
ООО «Лукойл-УсинскНефтеГаз» в лице 7-го добывающего цеха
усинского ТПП на Харьягинском месторождении осуществляет
деятельность на четырех так называемых объектах разработки из шести.
Это первый (девонский период), четвертый и пятый (пермский период), а
также шестой (триас). Естественно, нефть добывается с разных глубин: от
50
четырех до полутора километров. Второй и третий объект разработки на
Харьяге согласно соглашению о разделе продукции находится в ведении
компании Total.
В 2016 году на объектах КЦДНГ-7 были разбурены девять
эксплуатационных скважин. На 2017 год запланировано сдать уже более
20, и в дальнейшем также продолжать в высоком темпе.
Запланированы мероприятия, которые направлены на увеличение
объемов добычи нефти. В текущем году на ряде скважин предполагается
проводить гидроразрывы пласта, в том числе кислотные по Восточной
Харьяге.
Практика последних лет подтверждает высокую эффективность
таких мероприятий на объектах КЦДНГ-7. Кроме того, планируются
различные методы интенсификации добычи, такие как реперфорация,
перевод скважин на другие горизонты и т.д.
Продолжается также внедрение телеметрических систем: сегодня
параметры работы практически любой скважины в режиме он-лайн
отслеживаются с пульта диспетчера промысла.
51
3 Оценка эффективности мероприятий по повышению
производительности добывающих скважин
3.1 Оценка эффективности ввода нефтяных скважин в
эксплуатацию за счет обработки призабойной зоны пласта
Исходные данные для расчета эффективности проведения обработки
призабойной зоны представлены в табл. 7.
Таблица 7
Исходные данные для расчета эффективности проведения обработки
призабойной зоны
Показатели
Условные
обозначения
Единица
измерения
Значение
Количество скважин, подлежащих обработке
призабойной зоны
N
скв.
12
Средний дебит 1 скважины до мероприятий
q
0
т/сут
0,1
Средний дебит 1 скважины после мероприятий
Q
т/сут
22
Средняя цена реализации 1 тонны нефти
Ц
руб
15 309
Себестоимость добычи 1 тонны нефти
С
руб
14 091
Время работы бригады КРС при проведении
изоляции водопритока
Т
час
720
Стоимость часа работы бригады КРС
Сч
руб
3 207
Коэффициент эксплуатации
Кэ
-
0,951
Коэффициент неравномерности ввода скважин
в работу
Кнер
-
0,486
Средняя продолжительность работы одной
скважины в год
Тср
мес.
5,00
Доля условно-переменных затрат
У
%
60
Ставка налога на прибыль
Снп
%
24
Расчет годового прироста добычи нефти.