Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти
Прежде чем приступить непосредственно к обсуждению вопросов, поставленных перед участниками семинара, следует заметить, что в явном или неявном виде ответы на большую часть вопросов были даны в статьях автора [2–4], посвященных кратковременной эксплуатации скважин (КЭС), в которых подробно описаны основные особенности новой технологии. Поэтому в данной статье внимание будет акцентировано на отдельных наиболее важных моментах того или иного вопроса. Начать следует с прогноза перспектив развития оборудования для механизированной добычи нефти [2], который, в большей или меньшей степени, касается ответов на всепоставленные вопросы. По мнению автора, перспективными для добычи нефти являются только погружные насосные установки с регулируемым электроприводом: центробежные (УЭЦН) и винтовые (УЭВН). Подчеркиваю, именно погружные установки. Причем установки высокоэффективные: с КПД 50–60 % и, соответственно, удельным энергопотреблением 4,5–5,5 кВт•ч/ м3•км, и надежные: с межремонтным периодом (МРП) равным сроку службу установок, т.е. не менее 5 лет. Для штанговых скважинных насосных установок с поверхностным приводом такие показатели принципиально недостижимы. С учетом современного состояния и тенденций развития нефтедобывающей отрасли России [5], можно прогнозировать, что области применения будут поделены между центробежными и винтовыми погружными насосными установками следующим образом. Высокодебитные скважины (QЖ > 80 м3/сут.) будут преимущественно эксплуатироваться УЭЦН с регулируемым электроприводом непрерывным способом. Среднедебитные (80 м3/сут. > QЖ > 20 м3/сут.) и малодебитные скважины (5 м3/сут. < QЖ < 20 м3/сут.) будут в основном эксплуатироваться УЭЦН кратковременным способом. Всего УЭЦН будут эксплуатироваться 70–80 % всех Российских скважин и ими будет добываться около 90% всей нефти. УЭВН будут эксплуатироваться, прежде всего, скважины с вязкой нефтью. Кроме того, УЭВН целесообразно использовать на скважинах со сверхнизким дебитом (QЖ < 5 м3/сут.). Другие способы механизированной добычи нефти будут использоваться менее чем на 5 % скважин. Насколько быстро данные прогнозы станут реальностью, зависит от ряда объективных и субъективных факторов. УЭЦН не имеют конкурентов на высокодебитных скважинах [5]. КЭС делает неконкурентоспособными с УЭЦН нефтедобывающие установки других типов на среднедебитных и малодебитных скважинах (2–4). Возможность использования для КЭС серийно выпускаемого оборудования ставит срок ее широкомасштабного внедрения в зависимость преимущественно от субъективных факторов. Единственным объективным критерием для решения о целесообразности внедрения КЭС на каждой конкретной скважине является наработка действующей установки. Если она соизмерима со средним МРП, то других препятствий для внедрения КЭС на данной скважине нет. Учитывая сказанное, можно сделать вывод, что, с учетом объективных факторов, КЭС может быть широко внедрена в нефтепромысловую практику на среднедебитных скважинах в течение 5–6 лет, на малодебитных — в течение 8–10 лет. Перейдем непосредственно к вопросам, которые обсуждались на семинаре по рациональной эксплуатации и проектированию скважинных насосных установок.
Импортозамещающие насосные установки.
Существует ли такое оборудование? Если «да», то длякаких областей применения? Как уже было сказано выше, под импортозамещением обычно понимают замену надежного, но дорогого импортного оборудования на недорогое и достаточно надежное отечественное. Т.е. критерием целесообразности замены является лучшеесоотношение цена-качество. КЭС дает возможность осуществить нетрадиционное «функциональное» импортозамещение. Уникальныеособенности КЭС позволяют в значительной степени ослабить влияние всех основных осложняющих добычу нефти факторов [4]. Поэтому вскважинах с осложненными условиями эксплуатации, в которых обычно требуется использовать дорогостоящее оборудование специальногоисполнения, часто импортное, при КЭС можно использовать недорогое оборудование обычного исполнения отечественных производителей.В качестве примера можно привести рассмотренную в докладе Гинзбурга М. Я. задачу замены импортных термостойких ПЭД для работы в скважинах с температурой выше 120 °С [1]. Благодаря кратковременному (типовой режим S2 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83) или периодическому кратковременному (типовой режим S3) режиму работы ПЭД при КЭС, он не успевает нагреться до рабочей температуры, свойственной ПЭД при непрерывной эксплуатации скважин, для которой характерен продолжительный режим работы (типовой режим S1). Разность максимальных температур ПЭД при непрерывной и кратковременной эксплуатации скважин создает резерв, который позволяет использовать в «горячих» скважинах недорогие отечественные ПЭД нетермостойкого исполнения без ущерба надежности их работы. Аналогичное по эффективности решение возможно при кратковременной эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом мехпримесей [4]. Повышение МРП по износу насоса при КЭС позволяет использовать недорогие отечественные ЭЦН не износостойкого исполнения на скважинах с концентрацией взвешенных частиц (КВЧ) более 0,1 г/л (0,01 %) взамен дорогостоящих износостойких ЭЦН, в том числе импортных. Отдельно хотелось бы остановиться на вопросе сравнения надежности отечественных и импортных УЭЦН, т. к. при известных ценах на оборудование именно показатели надежности определяют величину отношения цена-качество для УЭЦН отечественных и зарубежных производителей. Давняя дискуссия по данному вопросу между производителями и потребителями УЭЦН нашла логическое завершение. Специалисты ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь» разработали и успешно испытали на практике методику определения надежности погружного оборудования [6]. Ее основу составляет разделение надежности оборудования на конструкционную и эксплуатационную. Конструкционную надежность обеспечивают производители погружного оборудования, эксплуатационную — потребители. Практика использования упомянутой методики в ведущих нефтяных компаниях России убедительно показала, что конструкционная надежность отечественных УЭЦН незначительно отличается от надежности импортного оборудования при весьма существенной разнице в их стоимости [6].
Каким образом необходимо определять рабочую часть характеристики ЭЦН?
Рабочую часть характеристики ЭЦН следует определять по его универсальной характеристике [2]. Точнее, по универсальной характеристике ЭЦН следует определять рабочую область на семействе напорных характеристик. Рабочая область ограничивается напорными характеристиками при минимальной и максимальной скоростях вращения ЭЦН, а также параболами подобных режимов, соответствующими снижению КПД до уровня 0,9 от максимального значения при данной скорости вращения. Подобное решение позволит исключить различия в подходах производителей ЭЦН к решению данного вопроса. Проще будет сравнивать характеристики насосов различных производителей. Весьма показательно в этомотношении сравнение двух насосов одного производителя: ЭЦНА5А-160 и ЭЦНА5А-200. Если рассмотреть их параметры не в номинальных режимах, заявленных производителем, а в оптимальных режимах, при которых достигается максимальное значение КПД, то выяснится, что это одинаковые насосы (QОПТ == 185 м3/сут.), спроектированные с учетом разных приоритетов. Первый насос спроектирован с лучшим КПД (63 %) в ущерб напорности (4,8 м). Второй имеет больший напор на одну ступень (5,75 м), но более низкий КПД (55 %). В первом случае рабочая точка номинального режима расположена производителем на левой части напорной характеристики, во втором — на правой.
Вопросы диагностики и вывода на режим УЭЦН и ШСНУ.
КЭС дает уникальные возможности не только для широкого использования средств диагностики УЭЦН, освоения скважин и вывода УЭЦН на режим, но и для автоматизации, как отдельных скважин, так и нефтепромыслов в целом. Как известно, широкому внедрению средств автоматизации, в том числе, средств диагностики добывающих установок, препятствует их достаточно высокая стоимость. Капитальные затраты на внедрение средств автоматизации окупаются в приемлемые сроки только на высокодебитных скважинах. При КЭС возможна оптимизация стоимости оборудования для добычи нефти из среднедебитных и малодебитных скважин, несмотря на наличие в его составе дорогостоящих СУ с ПЧ. Вызванное их наличием увеличение стоимости оборудования компенсируется при КЭС снижением стоимости ПЭД, ЭЦН и ТМПН за счет снижения их габаритов и, соответственно, стоимости путем увеличения частоты переменного тока, питающего ПЭД, и скорости вращения ЭЦН [2]. Для работы системы автоматического регулирования необходим не только исполнительный элемент, которым является СУ с ПЧ, но и датчики регулируемых параметров, прежде всего дебита скважины. Дебит скважины можно контролировать, измеряя динамический уровень по показаниям датчика давления на приеме насоса системы погружной телеметрии. Наличие контроля динамического уровня дает возможность при КЭС уменьшить глубину подвески УЭЦН в скважине, что, в свою очередь, позволяет компенсировать увеличение стоимости оборудования при использовании системы погружной телеметрии за счет сокращения стоимости кабеля и НКТ. Указанные приемы оптимизации стоимости оборудования при КЭС позволяют автоматизировать среднедебитные и малодебитные скважины. А наличие средств диагностики УЭЦН способствует дальнейшему повышению МРП и сокращению затрат на ремонт оборудования. Производительность УЭЦН при КЭС превосходит дебит скважины в несколько раз. Наряду с возможностью глубокого регулирования давления УЭЦН, данная особенность КЭС позволяет значительно сократить сроки и повысить качество освоения скважин [4]. Основным параметром, определяющим время и качество освоения скважины, является скорость изменения депрессии на пласт. При КЭС уровень пластовой жидкости в межтрубном пространстве в начальный момент освоения скважин снижается со скоростью 10–20 м/мин. Скорость увеличения депрессии на пласт составляет при этом 1–2 (кГс/см2)/ мин, что в несколько раз превышает значение данного параметра при непрерывной эксплуатации среднедебитных и малодебитных скважин. Благодаря большому запасу производительности УЭЦН и возможности глубокого регулирования давления при КЭС, откачать жидкость глушения при освоении скважин можно за достаточно короткое время. Кроме того, более мощные ПЭД имеют большую теплоемкость и нагреваются медленнее. Отмеченные особенности КЭС, наряду с наличием системы диагностики погружного оборудования, полностью исключают опасность перегрева ПЭД в процессе освоения скважин, что является одной из основных причин их отказа в процессе дальнейшей эксплуатации. Более мощные ПЭД имеют больший пусковой момент, что наряду с использованием ЭЦН меньшей длины, требующих приложения меньшего момента при пуске, создает при КЭС наиболее благоприятные условия для запуска установок, как при освоении скважин, так и при их эксплуатации. 9. Взгляд производственников и разработчиков на периодическую эксплуатацию УЭЦН. Однозначно отрицательный. Причем, как у производителей УЭЦН, так и у потребителей. Периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит скважин оказывался настолько меньше производительности УЭЦН, что их не удается согласовать дросселированием ЭЦН. Хотелось бы еще раз развеять распространенное заблуждение, что кратковременная эксплуатация скважин является разновидностью периодической эксплуатации. Это не так. КЭС принципиально отличается от периодической эксплуатации скважин УЭЦН [2–4]. Несмотря на более частые, чем при периодической эксплуатации включения УЭЦН, при КЭС не происходит снижения МРП оборудования, т. к. за счет «мягкого» пуска, ПЧ позволяет устранить ударные пусковые перегрузки. По характеру гидродинамических процессов в нефтеносном пласте и добывающей скважине кратковременная эксплуатация ближе к непрерывной эксплуатации, чем к периодической. За время откачки жидкости из скважины (несколько минут) динамический уровень и, следовательно, депрессия на пласт меняются незначительно. Поэтому интенсивность притока жидкости из пласта в скважину также меняется очень слабо. Не происходит при КЭС и таких негативных процессов в ПЗП, как тиксотропное упрочнение структуры нефти в отсутствии ее фильтрации или кольматация ПЗП, которые с в о й с т в е н н ы п е р и о д и ч е с к о й эксплуатации скважин. Откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса. Поэтому она не сопровождается увеличением выноса мехпримесей. Не существует опасности замерзания жидкости в арматуре устья скважины и выкидной линии в зимнее время, т.к. при КЭС не выполняется необходимое для этого условие: простой скважины в течение 3 часов при температуре –30 °С. Продолжительность накопления жидкости в скважине при КЭС не превышает 2 часов даже на малодебитных скважинах. Из сказанного можно сделать однозначный вывод, что КЭС не имеет недостатков периодической эксплуатацией скважин, но достоинства ее сохраняет [3]. После внедрения КЭС необходимости в периодической эксплуатации скважин возникать не будет. КЭС ее полностью исключает.
Области применения малодебитных УЭЦН — взгляд производственников и разработчиков.
О том, что характеристики УЭЦН резко ухудшаются со снижением их производительности, начиная с 80 м3/ сут., хорошо известно [5, 8]. Также как и то, что на скважинах с дебитом менее 20 м3/ сут. УЭЦН практически не применяются. Но данные аксиомы справедливы только для непрерывной эксплуатации скважин. КЭС позволяет эффективно эксплуатировать скважины с дебитом от 5 м3/ сут. до 80 м3/ сут. [2–4]. Общий КПД установки при КЭС с учетом всех видов потерь составляет в среднем 45 %, удельные затраты электроэнергии около 6 (кВт•ч)/(м3•км), что обеспечивает снижение расхода электроэнергии по сравнению с непрерывной эксплуатацией скважин УЭЦН в 2-3 раза. За счет обеспечения работы всех компонентов УЭЦН (ПЭД, ЭЦН, СУ, ТМПН и др.) в оптимальных режимах, МРП оборудования увеличивается в 1,5-2 раза. Ввиду того, что при КЭС используются УЭЦН, применяемые при непрерывной эксплуатации на высокодебитных скважинах, ЭЦН с подачей менее 80 м3/сут. (при скорости вращения 3000 об./мин) становятся ненужными и их производство со временем можно прекратить.
Оптимизация работы и вывода на режим УЭЦН и ШСНУ за счет новых алгоритмов и станций управления.
Даже при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН с регулируемым электроприводом существуют ограничения на ширину диапазона регулирования при строгом подборе оборудования [7]. ЭЦН работает в оптимальном режиме только в одной точке всего диапазона регулирования. ПЭД недогружен и, следовательно, работает не эффективно, во всем диапазоне регулирования, кроме крайней точки при максимальной скорости вращения. СУ с ПЧ выбирают с большим запасом по мощности, что отрицательно сказывается на стоимости оборудования. Благодаря особенностям процесса регулирования, КЭС позволяет полностью оптимизировать работу системы «пласт — скважина — установка» в широком диапазоне регулирования, в разных условиях эксплуатации и вне зависимости от сроков эксплуатации [2], что при других способах эксплуатации скважин невозможно. Под полной оптимизацией следует понимать не только обеспечение требуемых режимов эксплуатации нефтеносного пласта и добывающей скважины, но и работу всех компонентов нефтедобывающей установки в оптимальных режимах, т.е. с максимальным КПД и в благоприятных, с точки зрения обеспечения максимальной надежности, режимах. При КЭС ЭЦН всегда работает в оптимальном режиме. Благодаря этому , не только снижается потребление электроэнергии, но и обеспечиваются снижение нагрузок и уровня вибраций УЭЦН [8], что позволяет увеличить МРП, уменьшить вероятность «полетов». Увеличению МРП при КЭС способствует также возможность ослабления негативного проявления всех основных осложняющих эксплуатацию скважин факторов [4]. Данная особенность присуща только КЭС и является уникальной. Оптимизация системы «пласт — скважина — установка» при КЭС позволяет увеличить объемы добычи нефти на отдельных скважинах до 25 %, а в среднем по нефтепромыслу — на 10–15 %. О возможности автоматизации добычи нефти и упрощении освоения скважин при КЭС было сказано выше. К сказанному следует добавить, что КЭС предполагает обязательное использование современных СУ с ПЧ, которые имеют в своем составе программируемые контроллеры. Наличие контроллеров открывает широчайшие возможности, как в исследовании скважин, так и для проведения различных технологических операций. Оперативное изменение программыработы УЭЦН позволяет проводить без остановки и подъема оборудования различного рода исследования скважин, например: снятие кривойвосстановления давления (КВД), и пласта, например: гидропрослушивание. Наличие возможности получения большого объема экспериментальных данных без нарушения режима эксплуатации скважин дает возможность повысить достоверность проводимых исследований. Повышение скорости увеличения депрессии на пласт при КЭС и наличие программируемых контроллеров в СУ позволяет в автоматическом режиме без остановки оборудования и его подъема из скважины периодически п р о в о д и т ь т е х н о л о г и ч е с к и е операции по интенсификации притока жидкости в скважину, аналогичные свабированию, что снижается вероятность кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) и ограничения притока пластовой жидкости в скважину. охранение дебита скважины неизменным напротяжении длительного времени дает возможность увеличить объемы и повысить рентабельность добычи нефти. Перечень подобных возможностей можно продолжить. Но данная тема настолько объемна, что требует отдельного рассмотрения.
Кабельные линии, удлинители, протекторы — проблемы и решения.
Перечисленные компоненты УЭЦН в настоящее время являются, пожалуй,наименее надежными. Поэтому производителям данной продукции следует уделить повышению их надежности самое пристальноевнимание. Внедрение КЭС позволит отчасти снизить требования к надежности кабельных линий и удлинителей. Кратковременный режим работы позволит уменьшить их рабочую температуру. Благодаря повышению КПД установок снизятся токовые нагрузки на кабельные линии иудлинители. А главное, при КЭС отсутствуют ударные токовые перегрузки при пуске УЭЦН, являющиеся основной причиной отказов кабельных линий и удлинителей. Протекторы при КЭС работают в менее благоприятных условиях, чем принепрерывной эксплуатации. Объясняется это постоянно изменяющейся температурой во внутренней полости ПЭД. Повлиять на МРП при нынешнем его уровне указанная причина нев состоянии. Но достигнуть МРП, равного сроку службы УЭЦН, помешать может. Выходом из данной ситуации может стать разработка и освоение серийного производства полностью герметичного ПЭД. (Продолжение следует).
Литература.
1. Проблемы рациональной эксплуатации и проектирования скважинных насосных установок. Территория НЕФТЕГАЗ. No 5, 2005. www.neftegas.info/neftegaz_arhive. html.
2. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин и перспективы развития нефтедобывающего оборудования. Территория НЕФТЕГАЗ.No 6, 2005. www.neftegas.info/neftegaz_arhive. html.
3. Кузьмичев Н.П. КЭС — новый подход к повышению рентабельности добычи нефти. Бурение и нефть. No 6, 2005. www.petroleum21.com.
4. Кузьмичев Н. П. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях. Технологии ТЭК. No 4, 2005. www.oilcapital.ru/edition/technik/ archives/archives.shtml.
5. Ивановский В.Н. Современные скважинные насосные установки для добычи нефти – области и перспективы применения. «Территория НЕФТЕГАЗ», No 6, 2004. w w w . n e f t e g a s . i n f o / i m g / n e f tegaz/ 06.2004/article1.htm.
6. О. Перельман, С. Пещеренко, А. Рабинович, С. Слепченко. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения. Технологии ТЭК. No 3, 2005. www.oilcapital.ru/edition/technik/ archives/archives.shtml.
7. Ивановский В.Н. Максимально и м и н и м а л ь н о д о п ус т и м ы е частоты вращения ротора УЭЦН при регулировании добывныхвозможностей с помощью частотных преобразователей. Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство иэксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года.
8. Агеев Ш.Р., Дружинин Е.Ю. Направления повышения техническогоуровня ступеней ОАО «АЛНАС». Доклад на XII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН». Альметьевск, 27-30 сентября 2004 года