Недоработанный нефтяной фонд России

Таблица составлена авторами

Современное состояние развития нефтегазового комплекса России на протяжении последних 10 лет характеризуется не только высокими темпами добычи нефти, но и, к сожалению, ростом фонда малодебитных скважин. Как правило, к категории малодебитных скважин можно отнести скважины, которые по тем или иным причинам характеризуются относительно невысокими объемами добычи нефти (жидкости) за сутки операций по ее подъему с забоя скважины на дневную поверхность. 

Различными научными сообществами и подразделениями нефтегазовых компаний диапазон малых дебитов варьируется от 0,5 до 20 м3/сут. добываемой продукции. Чем определяется диапазон малых дебитов? Во-первых, экономической конъюнктурой – цена на нефть не только является важным индикатором при планировании государственного бюджета страны, но и, как показывает практика, регулирует диапазон рентабельных значений дебита нефти и дебита жидкости. Поэтому в настоящее время наиболее рациональным условием добычи скважинной продукции является условие, при котором доля попутно добываемой пластовой воды составляет не более 98%. 

Во-вторых, при планировании добычи скважинной продукции необходимо учитывать технико-экономические параметры, то есть учесть все затраты на подъем одной единицы массы(объема) скважинной продукции. При прочих равных условиях выигрывают те скважины, у которых срок окупаемости затратных мероприятий минимален.

В-третьих, для увеличения притока жидкости из пласта в малодебитную скважину могут применять различные методы интенсификации призабойной зоны скважин например, такие как гидравлический разрыв пласта, кислотные обработки и т.п. 

В-четвертых, если по тем или иным причинам не удается интенсифицировать работу призабойной зоны скважины, то для добычи скважинной продукции из малодебитных скважин необходимо выбрать эффективный способ подъема скважинной продукции с забоя на дневную поверхность. Выбор способа эксплуатации малодебитных скважин является важной задачей, так как от этого может зависеть рентабельность добычи, которая кроме вышеперечисленных аспектов также зависит и от себестоимости добычи. Эксплуатация малодебитных скважин сталкивается с осложненными факторами, которые могут приводить к снижению дебита, увеличению энергопотребления, преждевременному выходу из строя оборудования, что определяет частые ремонты в скважинах и т.п. К осложняющим факторам можно отнести: повышенное содержание свободного газа механических примесей и солей в откачиваемой скважинной продукции; наступление коррозионной активности, выпадение асфальтосмолистых, парафиновых и гидратных отложений при изменении термобарических условий в скважинах и др. В некоторых случаях такие скважины переводят в категорию бездействующих.

По состоянию на начало 2014 года  бездействующий фонд скважин составил соответственно 13,5% от общего фонда скважин. Определенно, что какая-то доля бездействующих скважин относится к категории малодебитных (нерентабельных на основе оценки по конкретному способу эксплуатации) скважин, а какая-то относится  к аварийному фонду скважин, ремонт в которых является неокупаемым. 

В настоящее время на российских месторождениях эксплуатация скважин обеспечивается преимущественно двумя основными механизированными способами добычи: установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) и установками штанговых скважинных насосов (УШСН). Если рассматривать малодебитный фонд скважин, то УШСН наиболее адаптивен к условиям откачки малых дебитов скважинной продукции, однако в силу конструктивных и технологических особенностей данные насосные системы имеют ограничения по глубине спуска погружного оборудования в скважину – не более 2000 м (зарубежные аналоги – до 2500 м). В таких случаях им на замену приходят УЭЦН, которые адаптированы для подъема скважинной продукции с более глубоких скважин (до 5000 м), однако с уменьшением подачи УЭЦН значительно снижается и коэффициент полезного действия насосной установки. В настоящее время разработаны и серийно выпускаются на машиностроительных заводах насосы специального исполнения для малодебитных скважин с номинальными подачами 15, 20 и 25 м3/сут. 

Для осложненных условий эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных серийными насосными установками, существует различный арсенал защитных средств и технологических решений, позволяющих повысить эффективность добычи скважинной продукции в данных условиях. Из-за того, что в некоторых случаях эксплуатация малодебитных скважин при помощи традиционных насосных систем УЭЦН и УШСН является малоэффективной, на смену им можно использовать альтернативные способы добычи – например, при помощи гидроструйной насосной установки, электровинтовой насосной установки, газлифтных систем и др. 

Из-за инерционной составляющей многих производителей погружного насосного оборудования и некоторых нефтегазовых компаний, к сожалению, можно наблюдать вектор направленности в сторону производства традиционного внутрискважинного оборудования, который в ряде случаев не предназначен для осложненных условий эксплуатации малодебитных скважин. На примере опыта эксплуатации гидроструйных насосных систем в малодебитных скважинах Самотлорского и Талинского месторождений в Западной Сибири по сравнению с эксплуатацией традиционных систем добычи (УЭЦН, УШСН) можно сделать следующие выводы:

– достигается высокий показатель наработки на отказ погружного оборудования из-за специфики замены вышедших из строя элементов насосной установки без привлечения бригад подземного и капитального ремонта скважин (средний показатель наработки на отказ гидроструйной насосной установки превышает аналогичный показатель УЭЦН в три раза, а УШСН – в два раза);

–  обеспечивается вынос твердой фазы на устье скважины без повреждения погружных частей струйного аппарата при малых дебитах скважин (при эксплуатации скважин традиционными насосными установками наблюдается осаждение твердой фазы на забое скважины из-за малой скорости выноса, а в гидроструйных системах обеспечивается полный вынос за счет возможности установки на забое скважины хвостовика любого размера);

– струйные системы имеют низкий КПД (не более 30%), однако он соизмерим с КПД УЭЦН и УСШН при добыче скважинной продукции с малыми дебитами (до 20 м3/сут.), содержащей свободный газ.

При комплексном подходе к решению вопросов добычи скважинной продукции из малодебитных скважин и интенсификации призабойной зоны скважин в низкопроницаемых коллекторах, с учетом научной проработки каждого направления и комплексной технологии в целом, можно будет с минимальными затратами выводить из бездействия скважины; увеличивать объемы добычи нефти; снижать энергозатраты на добычу малодебитных и обводненных скважин и т.д.