Повышение эффективности добычи высоковязких нефтей глубиннонасосными установками
На правах рукописи
Стрельцова Юлия Георгиевна
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ
ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ
Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Краснодар – 2011
Работа выполнена в ФГБОУ ВПО Кубанский государственный
технологический университет (КубГТУ)
Научный руководитель: доктор технических наук, профессор
Вартумян Георгий Тигранович
Официальные оппоненты: доктор технических наук,
Кузнецов Александр Михайлович,
кандидат технических наук
Кравцов Игорь Николаевич
Ведущая организация: ООО «Газпром добыча Краснодар»
Защита диссертации состоится 21 декабря 2011 года в 1230 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.100.08 при Кубанском государственном технологическом университете по адресу: г. Краснодар, ул. Красная, 135, ауд. 94.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Кубанского государственного технологического университета по адресу: 350072 г. Краснодар, ул. Московская, 2.
Автореферат разослан «21» ноября 2011 г.
Ученый секретарь
Диссертационного совета ДМ 212.100.08
кандидат химических наук, доцент Г.Г. Попова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти, что проявляется в росте объемов трудноизвлекаемой нефти, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти, наличии большого количества залежей с обширными нефтегазовыми зонами, подстилаемых подошвенной водой.
Создание и внедрение в производство нового оборудования и технологий воздействия на нефтяной пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей разработки месторождений в таких условиях является одной из самых актуальных задач.
Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения и стимулирования производительности скважин в таких условиях не дают желаемого результата, а в ряде случаев становятся неприемлемыми. В этой связи проведение исследований в направлении разработки высокоэнергонасыщенных методов стимулирования работы малодебитных скважин с низкопроницаемыми коллекторами, которые бы не отличались высокой стоимостью и сложностью осуществления, приобретает большую актуальность.
Повышение эффективности геолого-технических мероприятий делается все более зависимым от концентрации интенсифицирующих факторов воздействия на пласт и правильного выбора оборудования и технологии в соответствии с конкретными геологическими условиями. Рациональное сочетание отдельных факторов в зависимости от геолого-физических характеристик обрабатываемого пласта может повысить эффективность воздействия на низкопроницаемый пласт за счет сложения эффектов каждого из них и усилит конечный результат. Изучению взаимовлияния факторов, участвующих в процессе добычи, в данной работе уделено большое внимание, что позволит рассмотреть новые высокоэффективные экономически выгодные технологии повышения производительности малодебитных скважин.
Цель работы и основные задачи исследования
Повышение эффективности добычи парафинистых высоковязких нефтей глубиннонасосными установками на основе научно-технически обоснованных технологий эксплуатации и ремонтов скважин.
Задачи исследования
1. Анализ и обобщение работ по повышению нефтеотдачи пластов.
2. Статистический анализ эффективности различных ГТМ в повышении нефтеотдачи пластов и снижении обводненности скважиной продукции на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
3. Разработка и совершенствование методов определения статического и динамического уровня путем долива и прослеживания снижения уровня во времени.
4. Теоретические исследования ламинарного движения вязких нефтей для предотвращения отложений АСПО на стенках промысловых и магистральных трубопроводов.
5. Разработка научно-методических основ планирования и управления ремонтом скважин.
6. Сравнительная оценка эффективности методов борьбы АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью на месторождениях Краснодарского края.
7. Внедрение установок погружных винтовых насосов (УВН), оценка эффективности проектов по замене насосного оборудования в ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
Научная новизна
1. Впервые решена задача о выборе режима течения вязкой жидкости в трубопроводе, обеспечивающая снижение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках труб.
2. Впервые разработана методика аналитического выбора очередности и времени проведения геолого-технических мероприятий на скважинах.
3. Впервые предложена методика оценки экономической эффективности применения инвестиционных проектов и технологий в нефтегазовой отрасли и дана оценка экономической эффективности применения глубинно-насосных установок на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
Методы исследования
Для получения основных результатов работы исследовались как теоретические аспекты, так и результаты опытно-промышленных испытаний. При выполнении работы использовались научные труды российских и зарубежных специалистов, материалы научно-технических конференций и семинаров. Обработка результатов опытно-промышленных испытаний осуществлялась при помощи персональных электронно-вычислительных машин (ПЭВМ).
В качестве исходных данных использовались фактические материалы, полученные автором лично или при его непосредственном участии в процессе выполнения научно-исследовательской работы по применению глубинно-насосных установок на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
Личный вклад соискателя
Все экспериментальные работы, аналитические зависимости, вошедшие в диссертацию, их анализ и выводы получены и доказаны лично автором. В работах, опубликованных в соавторстве, автор принимал участие в постановке задачи исследования, получении и обсуждении теоретических и численных результатов, обобщении опытных данных.
Практическая ценность работы
1. Получены результаты опытно-промышленных испытаний винтовых насосов на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
2. По предложенной методике оценки экономической эффективности применения инвестиционных проектов и технологий в нефтегазовой отрасли проведены опытно-промышленные испытания глубинно-насосных установок на фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
3. Результаты исследований могут быть использованы при разработки проектов по повышению экономической эффективности добычи парафинистых высоковязких нефтей на месторождениях, осложненных осаждением высокомолекулярных соединений в призабойной зоне пласта (ПЗП).
4. Издано учебное пособие по дисциплине «Основы нефтегазового дела» для студентов нефтегазовых специальностей 130503, 130504, 130602, бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».
Реализация работы
Исследования автора использовались при выборе насосного оборудования и его эксплуатация на месторождениях Краснодарского края, осложненного АСПО. Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс на кафедре нефтегазового промысла ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет».
Положения выносимые на защиту
1. Результаты натурального и численного эксперимента.
2. Методика оценки экономической эффективности применения глубинно-насосных установок на фонде скважин ООО «РН-Краснодар-нефтегаз».
3. Результаты по выбору режима транспортировки высоковязких нефтей, обеспечивающих снижение АСПО на стенках трубопроводов.
Достоверность результатов и выводов
Достоверность результатов исследований обеспечивается использованием системного подхода к проблемам нефтегазодобывающего комплекса, а так же фундаментальных законов технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплообмена.
Апробация работы
Основные положения работы докладывались на научных конференциях и семинарах Кубанского государственного технологического университета в 2010-2011 гг.; научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН-Краснодарнефтегаз» (г. Краснодар – 2009, 2010 гг.); кустовой научно-технической конференции «Техника и технологии нефтегазодобычи» (г. Самара – 2010 г.); XXX Российской школе по проблемам науки и технологий 15-17 июня 2010 г. (г. Миасс, Челябинской области); второй международной научной конференции «Технические и технологические системы» (г. Краснодар, Краснодарское ВВАУЛ – 7-9 октября 2010 г.); I Международном симпозиуме по фундаментальным и прикладным проблемам науки (МСНТ, г. Миасс – 8-9 сентября 2010 г.).
Публикации результатов работы
Основное содержание диссертации отражено в 10 печатных работах, в том числе 5 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ и 1 учебное пособие для студентов, бакалавров, магистров, аспирантов по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, приложения на 214 стр. Список используемых источников содержит 120 наименований. Работа изложена на 214 стр. машинописного текста и содержит 29 таблиц и 27 рисунков.
Автор выражает искреннюю благодарность за полезные советы при обсуждении результатов работы д.т.н., профессору Антониади Д.Г., д.т.н., профессору Вартумяну Г.Т., д.т.н., профессору Гилаеву Г.Г., д.т.н., профессору Кошелеву, сотрудникам кафедры Нефтегазового промысла КубГТУ и ООО «РН-Краснодарнефтегаз» Скворцову И.В., Раздоркиной А.В.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, определены цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность.
В первой главе выполнен краткий анализ методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.
Вопросами научного обоснования и практического внедрения различных методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пласта посвящен не один десяток работ. Большой вклад в решение этой проблемы внесли работы Антониади Д.Г., Вахитова Г.Г., Гарушева А.Р., Горбунова А.Т., Ишкаева Р.К., Максимова М.М, Мухаметшина В.Ш., Сургучева М.Л., Телкова А.П., Федорова К.М., Шахвердиева А.Х., и других отечественных исследователей.
К началу 90-х годов прошлого века в научных центрах ведущих нефтяных компаний было признано, что применяемые технологии увеличения нефтеотдачи пластов (тепловые, газовые, физико-химические и др.) – это многофакторные процессы, механизмы которых не совсем согласуются с законами нефтедобычи на естественном режиме или при простом заводнении. Возникла необходимость в дополнительных фундаментальных исследованиях физико-химических основ вытеснения нефти различными реагентами. Эти исследования утвердили дифференцированный подход к применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН), заключающийся в том, что дорогостоящие продолжительные и низкоэффективные технологии переориентированы на технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ), гидроразрыв пласта (ГРП), бурение горизонтальных скважин, боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС) и др., дающих быстрый результат.
За последние 20 лет благодаря развитию техники и технологии разработки нефтегазовых месторождений многие технологические мероприятия, ранее применяемые как методы ОПЗ, успешно применяются как МУН. Это гидроразрыв пласта, вибрационные, тепловые воздействия, кислотные и глинокислотные обработки и др. Несмотря на их большое разнообразие, все эти методы можно рассматривать как методы повышения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны и слабодренированных пропластков и зон, отдаленных от забоя скважины. А все применяемые методы МУН и ОПЗ объединять для удобства общим названием геолого-технологические мероприятия (ГТМ).
В работе проводится краткая характеристика этих методов, даны их преимущества и недостатки.
Далее в работе отмечается, что в России, где 80% нефти добывается установками электроцентробежных и штанговых насосов (УЭЦН и УШГН), проблема кратного увеличения эксплуатационной надежности подземного и наземного оборудования стоит остро. В этой связи интерес представляет опыт, накопленный в США, Канаде и Франции. В США эксплуатируется примерно 85% насосных скважин. Это старые и малодебитные скважины с высоким содержанием воды. При средней обводненности в 90% дебит нефти составляет примерно 2 т/сут.
Зарубежные фирмы уделяют большое внимание вопросам выбора способа механизированной добычи нефти. Существует две концепции выбора способа эксплуатации. Концепция Французского института нефти включает три критерия, связанных с источником энергии, напором, подачей КПД системы, гибкостью системы добычи нефти и замены ее на другую в процессе разработки. По существу все три критерия можно объединить в критерий минимума затрат на добычу одной тонны нефти.
Вторая концепция разработана в США университетом г. Тасла. Суть ее в более глубоком понимании выбора способа механизированной добычи, который закладывается уже на стадии проектирования разработки, как ее продолжение. Такой подход обеспечивает глобальную минимизацию стоимости 1 т нефти за весь период разработки до истощения месторождения.
Большой объем исследовательской работы выполнили по этой проблеме Адонин А.Н., Чурбанов Г.Б., Зайцев Ю.В., Кучумов Р.Я., Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Щуров В.И. Ими рассмотрены различные теоретические, экспериментальные, энергетические и др. стороны проблемы выбора способа добычи нефти.
Наиболее полным, по нашему мнению, является подход, предложенный некоторыми кампаниями (Camco, Schlumberqer, Petrobraq и др.), к выбору способа эксплуатации скважин. Это – итеративная, комплексная система, и она может быть применена независимо от того, на какой стадии разработки находится месторождение. Т.е. выбор способа и режима эксплуатации скважин должен оцениваться критериями в соответствии с технологической схемой разработки на стадии проектирования. Для месторождений, уже находящихся в разработке, необходимо учитывать эксплуатационные расходы на добычу 1 тонны нефти (включая затраты на закупку оборудования, расходы на электроэнергию, поддержание пластового давления, подготовку, транспортировку нефти и т. д.) Режимы отбора нефти на конкретном месторождении устанавливаются для каждой конкретной скважины в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважины.
Далее в первой главе рассмотрена динамика изменения действующего фонда скважин и объемов добычи в России по способам эксплуатации. Показано, что 65% от общей добычи обеспечивается применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) при эксплуатационном фонде 51% от действующего фонда скважин, 19% добычи приходится на установки штанговых насосов (УШГН) с фондом скважин 41%. Отметим, что в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» доля УШГН составляет 48% фонда скважин, а УЭЦН – всего 1%.
Характерной чертой рассмотренных работ и динамики изменения фонда скважин, концепций США и России в вопросах проектирования и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является единство подходов. Например, в США на основании опытно-промышленной эксплуатации новых месторождений определяют свойства пластов, пластовых флюидов и другие геолого-физические параметры, Аналогичные параметры пластовых систем определяют для географически близких месторождений, находящейся на средней или поздней стадии разработки. Сравнение проводится методом многофакторного анализа, а в качестве оценки «меры сходства» принимают некоторую метрику в многомерном пространстве. Наиболее близкое по «расстоянию» месторождение считают месторождением – аналогом. На основании этих данных формируют окончательные проектные решения. Данная задача – есть задача кластеризации многомерных объектов в группы по комплексу признаков.
Следует отметить, что приоритет в данной области принадлежит советским нефтяникам (АзИНЕФТЕХИМ, Уфимский нефтяной институт (УНИ), Грозненский нефтяной институт (ГНИ), ВНИИнефть), которые успешно использовали методы распознавания образов еще в 1973-1975 годах при решении задач нефтепромысловой практики.
В заключение главы даны основные направления исследований:
– теоретико-экспериментальные исследования методов интенсификации нефтедобычи и увеличения нефтеотдачи пластов;
– совершенствование этих методов за счет выбора оптимальных технико-экономических и технологических решений.
Во второй главе рассмотрены вопросы интенсификации выработки запасов нефти в поздней стадии разработки месторождений.
Здесь под «выработкой» остаточных запасов понимаются два традиционных термина: «интенсификация текущей добычи», путем обработки призабойной зоны (ОПЗ) и «методы увеличения нефтеотдачи пластов» (МУН). Мы не будем расшифровывать вторичные и третичные методы, т.к. в последние годы все производимые операции на скважинах (ОПЗ) и месторождениях (МУН) объединены в одно наименование ГТМ или просто ремонт скважин.
В настоящее время существуют возможности компьютерного хранения громадного количества статистических данных по ГТМ. Разработано программное обеспечение, позволяющее оценить влияние геолого-промысловых условий на результативность ГТМ.
Нами выполнен непараметрический анализ трех альтернативных ГТМ, проводимых на Анастасиевско-Троицком месторождении. С этой целью нами совместно с ООО «РН-Краснодарнефтегаз» собраны данные по 180 ГТМ, проведенным за последнее время. Исходные данные приведены в приложении 1П диссертации.
На основе анализа данных нами выбраны 3 вида ГТМ всего (12 видов) со сравнительно близкими входными параметрами и двумя выходными параметрами: У1 – объем дополнительной (приращение или снижение) добычи, т/сут. и У2 – увеличение или снижение обводненности. Это тепловое воздействие с ПАВ (тв. ПАВ), пастизол (постиз) и ликвидация полимером негерметичности (ЛН), обозначенных ГТМ1, ГТМ2, ГТМ3. Фрагмент выборки для ГТМ1 приведен в таблице 1.
В качестве примера приведем статистический анализ трех типов ГТМ по критерию Пирсона 2. Основные положения по непараметрическому анализу изложены в работе Руниона Р. «Справочник по непараметрическим критериям».
Таблица 1 – Выборка приращения дебита и изменения обводненности для
ГТМ1
| № п/п | ГТМ | Приращение дебита, т/сут. | Обводненность до ГТМ | Обводненность после ГТМ | * |
| 1 | Тепловое воздействие ПАВ (ГТМ1) | 0 | 42 | 0 | 42 |
| 2 | 1 | 52 | 0 | 52 | |
| 3 | 5,1 | 42 | 37 | 5 | |
| 4 | 0,3 | 44 | 15 | 22 | |
| 5 | 0,5 | 56 | 3 | 53 | |
| 6 | 0,7 | 0 | 15 | -15 | |
| 7 | 0 | 28 | 0 | 28 | |
| 8 | 0,2 | 43 | 31 | 12 | |
| 9 | 0 | 24 | 33 | -9 | |
| 10 | 0 | 26 | 80 | -54 | |
| 11 | 0 | 36 | 50 | -14 | |
| 12 | 0 | 50 | 65 | -15 | |
| 13 | 0 | 60 | 50 | 10 | |
| 14 | 0 | 50 | 50 | 0 |
* – снижение (увеличение) обводненности продукции.
В соответствии с данной работой составлена таблица сопряженности 2ґ3 для 2-х градаций приращения дебитов (< 0,7 т/сут. и 0,7 т/сут.) и трех видов ГТМ в соответствии с таблицей 1. Таблица сопряженности приведена ниже.
Таблица 2 – Таблица сопряженности
| ГТМ | Дебит скважин | Всего | |
| 0,7 т/сут. | > 0,7 т/сут. | ||
| ГТМ1 | 10 12 А | 4 2 В | 14 (А+В) |
| ГТМ2 | 16,5 15 С | 6,5 8 D | 22 (C+D) |
| ГТМ3. | 6,5 6 Е | 2,5 3 F | 9 (E+F) |
| Всего | 33(A+C+E) | 13(B+D+F) | 46 |
В таблице 2 в каждой клетке представлены фактическое и ожидаемое число случаев.
Рассчитанный по ожидаемым и фактическим значениям критерий 2 оказался равным 2,03, а табличное значение 2 = 6,28 для уровня вероятности р = 0,1 и числа степеней свободы = 2. Так как вычисленное значение меньше табличного (2,03 < 6,28), то принимается гипотеза о том, что все три типа ГТМ равнозначны. Аналогичные расчеты сделаны для попарного сравнения ГТМ в вопросах приращения дебита и снижения обводненности. Во всех случаях между тремя ГТМ нет разницы. Отметим, что в случае не различимости результатов различных ГТМ необходимо сравнить их по стоимости и выбрать наиболее дешевый вариант. В этой связи при малых объемах выборки мы настоятельно рекомендуем для оценки новой техники и технологий использовать критерий 2 Пирсона.
Проблема образования АСПО на поверхности глубиннонасосного оборудования, промысловых и магистральных трубопроводов давно занимает внимание отечественных и зарубежных исследователей. Вопросам механизма образования АСПО и анализа влияния различных факторов посвящены публикации ТатНИПИнефть, Уфимского и Тюменского нефтегазовых университетов.
В работе предлагается прием определения пластового давления до удаления, и после удаления АСПО. Предложенный прием заключается в следующем. В затрубное пространство заливают жидкость через отвод затрубного пространства (с помощью резинового шланга). После долива скважин при работе глубинного насоса прослеживается уровень жидкости в скважине, который отбивается эхолотом и фиксируется время снятия уровня. В этом случае речь идет не о снятии кривой восстановления забойного давления, а о снятии кривой восстановления динамического уровня в скважине (т.н. динамического забойного давления).
Составлено и решено дифференциальное уравнение изменения уровня и скорости снижения уровня. При известной характеристике насоса 
и скорость снижения уровня определяется время t1*, при котором прекращается поглощение пластом (статический уровень). Дальнейшее снижение уровня до динамического происходит за счет насоса:
, (1)
где u0 – начальная скорость падения уровня, м/с; b – коэффициент, зависящий от параметров пласта, который определяется по начальному участку кривой падения уровня, 1/с; К – отношение производительности насоса 
к площади сечения скважины f, м/с.
Предложенный метод определения пластового давления (статический уровень) и динамического пластового давления (динамический уровень) прост в применении и рекомендуется использовать до ГТМ и после операции для оценки эффективности работ. В случае если Рст не изменилось, то операцию необходимо повторить.
Проверка метода проведена по экспериментальным данным, приведенным в работе Мирзаджанзаде А.Х. и Ковалева А.Г.
Далее в работе поставлена и решена задача выбора режима течения вязкой нефти для предотвращения отложений АСПО на стенках трубопроводов с целью снижения гидравлических сопротивлений.
Известно, что эффект снижения гидравлических сопротивлений при течении вязкой дисперсной среды по сравнению с чистой вязкой жидкостью был обнаружен в начале XX века. Фареус и Ландквист установили, что при движении цельной крови по капиллярам определенного радиуса гидравлические сопротивления при малых числах Рейнольдса ниже, чем для плазмы крови. Подобная задача для вязких жидкостей рассматривалась в работах Лейбензона Л.С., Люльки В.А., Слезкина Н.А.и других авторов.
На основании проведенных исследований нами сделано заключение, что эффект снижения сопротивления от 10% до 40% может наблюдаться для ламинарного движения дисперсных систем в достаточно широком диапазоне чисел Рейнольдса.
Для предотвращения отложений АСПО на стенках труб и снижения гидравлических сопротивлений необходимо обеспечить устойчивый ламинарный поток жидкости в трубах. В центре этого потока сосредоточатся парафиносмолистые агрегаты, а на границе будет двигаться чистая нефть. Аналогичная картина наблюдалась в опытах Гагена и Людвига с твердыми частицами темного янтаря и Рейнольдса, вводившего окрашенные струйки в ламинарный поток жидкости.
Исследование устойчивого движения взвешенных частиц (по Слезкину Н.А.), введенных в поток проведено с учетом всех действующих на частицу сил: боковой подъемной силы, веса частицы и силы сопротивления движению частицы.
В результате решения для устойчивого ламинарного течения необходимо соблюдение условия
, (2)
где 
– число Рейнольдса; h – половина диаметра трубы, м; а – диаметр частицы, м; y0 – расстояние частицы от оси трубы, м.
Зададимся для примера а = 6 мм, у0 = 0,5Чh. При диаметре трубы с D = 114 мм и толщиной стенки = 4,25 мм находим
и 
Примем Re = 1000, вязкость нефти 2410-6 м2/с и для h 0,053 м находим Vmax = Re/h = 10002410-6/5310-3 = 0.45 м/с. Для вязкой нефти с плотностью = 0,9 г/см3 производительность нефтепровода составит
Q = 864000,450,0532 = 308 т/сут.
Таким образом, можно заключить, что ламинарное течение обеспечивает устойчивое движение частиц АСПО с размерами ниже критического при заданном Re. Для частиц, расположенных на любых расстояниях от оси можно определить критические значения Re.
Получаемые значения расхода для устойчивой транспортировки частиц АСПО значительно ниже рекомендованных в литературе по трубопроводному транспорту. При этом потери давления ниже, т.к. АСПО не откладываются на стенках трубопровода и скорости потока не высокие.
В третьей главе даны результаты исследований по научно-методическим основам планирования и управления ремонтом скважин.
Нами совместно с Захарченко Е.И., Пустовым П.А. и др. рассмотрены различные аспекты проблемы планирования и управления ремонтом скважин.
В условиях рыночной экономики особую актуальность представляют вопросы оперативного управления фондом добывающих скважин. При повышении цен на нефть естественным для добывающего объединения (ДО) является интенсификация использования производственных мощностей и вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов путем применения высокозатратных и быстроокупаемых ГТМ. При падении цен на нефть интенсивность добычи нефти снижается за счет увеличения ГТМ, направленных на восстановление и поддержание в работоспособном состоянии добывающего фонда скважин.
За рубежом предложения подрядных фирм по проведению ГТМ во много раз превышают спрос на обслуживание со стороны нефтедобывающих фирм. Поэтому нефтяные фирмы выбирают гибкую стратегию по срокам контракта и стоимости работ по обслуживанию. Одна из стратегий заключена в выборе очередности скважин на проведение ГТМ таким образом, чтобы максимизировать объем дополнительной добычи за время контракта. Другая стратегия предполагает выполнение наибольшего количества ГТМ за время контракта.
Для определения оптимального времени проведения ремонта скважин (ГТМ) нами предложена формула расчета среднесуточной прибыли для каждой скважины
, (3)
где Rj(n) – среднесуточная прибыль для j-ой скважины, руб/сут; Ц – корпоративная цена 1 т нефти, руб/т; Зн, Зв и Зр – себестоимость одной т нефти, затраты на утилизацию 1 т воды и затраты на ремонт, руб; 
– суммарный объем добычи нефти и воды за n суток, т; n – число суток работы j-ой скважины, сут.
Сравнивая значения среднесуточной прибыли за n и n + 1 сутки для каждой j-ой скважины определяется оптимальное время остановки скважины для проведения ГТМ. Если разность 
, то n – оптимальное время остановки, т.к. при дальнейшей эксплуатации скважины среднесуточная прибыль будет снижаться. Поэтому при планировании проведения ГТМ необходимо иметь полную информацию о состоянии всего фонда добывающих скважин, для которых 
с учетом приоритета, который определяется из соотношения
, (4)
где q'j – ожидаемый дебит после ГТМ; qj – дебит скважины до ГТМ; t – длительность ГТМ.
Такой подход максимизирует дополнительную добычу за время контракта и увеличивает число ремонтов за то же время.
Разработанная система определения времени и очередности проведения ГТМ дает возможность выявить скважину с низкой среднесуточной прибылью и поставить вопрос о ее переводе в нагнетательную или в бездействующий фонд.
Для математической постановки задач необходимо записать уравнения изменения (движения) фонда скважин. В простейшем случае динамику изменения состояния скважин можно описать как марковский процесс с непрерывным временем с дискретным числом состояний.
Граф-схема изменения состояний скважин и ремонтных бригад приведена на рисунке.
Рисунок – Граф-схема изменения состояния скважин
На рисунке введены следующие обозначения: 
, 
, 
– количество скважин, находящихся в состояниях нормальной эксплуатации, ожидающих ремонта и находящихся в ремонте, шт.; 
– интенсивность ввода новых скважин, шт/сут.; 
– число подрядных бригад по ремонту скважин, шт.; 
, 
– интенсивности перехода скважин из состояния нормальной эксплуатации в состояние ожидания ремонта и интенсивность ремонта скважин соответственно, 1/сут.; 
– интенсивность перехода скважин из состояния ожидания ремонта в состояние ремонта, 1/сут.
В общем виде задачу оптимального планирования можно сформулировать в двух вариантах:
1. При заданном плане добычи нефти определить объемы ввода новых скважин и ремонтных работ при минимальных затратах на реализацию плана добычи нефти.
2. При заданных ограничениях на объем финансирования определить оптимальные объемы ввода новых скважин и ремонтных работ, обеспечивающих выполнение плана.
Управляющими переменными являются интенсивность ввода новых скважин 
и число бригад 
.
Предложенная нами в двух вариантах процедура планирования и управления добычей нефти дает более широкие возможности оптимизации годового плана. Для оперативного управления объемами добычи нефти в зависимости от конъюктуры цен на мировом рынке на нефть и наём подрядных организаций достаточно, используя контрольные карты и результаты решения задачи, увеличить или снизить объемы добываемой нефти в рамках заданного поля допустимых отклонений.
В четвертой главе дается экономическое обоснование внедрения погружных винтовых насосов и оценка эффективности методов борьбы с АСПО в ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
В последние годы основной прирост объемов добычи нефти во многих регионах образуется за счет методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи пластов. Приоритетным направлением деятельности здесь для ДО является снижение удельных совокупных затрат на единицу готовой продукции.
Сказанное в полной мере относится к ООО «РН – Краснодарнефтегаз», в эксплуатационном фонде которого находится большое количество низко и среднедебитных скважин с высоковязкой извлекаемой продукцией. Возникает необходимость перехода к эффективным, дешевым, малозатратным в эксплуатации техническим средствам для добычи скважинной продукции. Наибольший эффект, по нашему мнению, для скважин, продуцирующих вязкими и высоковязкими пластовыми жидкостями, дают одновинтовые насосы (ВНО), насосы винтовые сдвоенного типа (ЭВН5) и насосы плунжерно-диафрагменного типа (ПДН).
В настоящее время в ООО «РН – Краснодарнефтегаз» осложненный фонд скважин с вязкой (до 30 сСт 3010-6 м2/с) и высоковязкой (более 30 сСт) составляет порядка 300 скважин. С целью внедрения ЭВН нами были проанализированы 16 скважин на различных месторождениях и способах эксплуатации.
При проведении анализа фонда с целью внедрения УЭВН основными критериями были выделены следующие показатели: фактический режим работы скважины (QЖ, QН, % воды, Рзаб.); внутренний диаметр эксплуатационной колонны; динамический уровень; геологический потенциал скважины (QЖ, QН).
В соответствии с выделенными критериями были отобраны 16 скважин Абино-Украинского, Ахтырско-Бугундырского, Зыбза Глубокий Яр, Курчанского, Северо- Крымского месторождений.
Результаты проведения опытно-промышленных испытаний приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Результаты опытно-промышленных испытаний винтовых
насосов
| № Скв. | СЭ до спуска ЭВН5А | Режим работы до испытаний | СНО, сут. | Режим работы УЭВН | СНО,сут. | Ув. СНО, раз | Прирост добычи Qж мЗ/сут | ||||
| Qж, м3/сут | Qводы, % | Qн, м3/сут | Qж, м3/сут | Qводы, % | Qн, м3/сут | ||||||
| 1 | ЭЦН | 18,6 | 1 | 18 | 136 | 29,0 | 1 | 27,4 | 213 | 2 | 10,4 |
| 2 | ШГН | 34,0 | 10 | 29 | 67 | 39,7 | 4 | 36,5 | 258 | 4 | 5,7 |
| 3 | ФОН | 8,7 | 3 | 8 | 73 | 10,0 | 3 | 9,2 | 215 | 3 | 1,3 |
| 4 | ЭЦН | 34,0 | 34 | 21 | 84 | 36,3 | 26 | 25,6 | 66 | 1 | 2,3 |
*СНО средняя наработка на отказ.
Из таблицы видно, что внедрение нового оборудования позволило увеличить среднюю наработку на отказ примерно в 2-3 раза, а средний дебит скважины увеличился примерно на 5 т/сут. Низкая наработка на отказ для последней скважины обусловлена производственным браком эластомера в насосе.
Для оценки эффективности применения ЭВН в ООО «РН-Красно-дарнефтегаз» был взят горизонт планирования равный пяти годам. При расчете использовались следующие исходные данные: средняя наработка на отказ УЭВН, продолжительность ремонта; цена добычи нефти; темп падения; потери нефти; коэффициент дисконтирования, норма амортизации, прирост нефти, прирост жидкости.
Исходные данные для расчетов (налоговые ставки, темпы инфляции) соответствуют сценарным условиям, принятым для бизнес-плана на 2009-2013 гг., а также сценарным условиям, устанавливающим цены Netback и НДПИ.
При расчете эксплуатационных затрат использовался показатель условно-переменные затраты на 1 тонну углеводородного сырья, включающие затраты на извлечение, подготовку и транспортировку нефти. В капиталовложениях учтены затраты на покупку оборудования. Ставка дисконтирования на весь рассматриваемый период принималась равной 9,5%.
В качестве критерия эффективности применения УЭВН на фонде скважин с вязкой и высоковязкой нефтью рассматривался показатель накопленного дисконтированного денежного потока (NPV). Расчет NPV проводился из расчета средних показателей из 16 выбранных скважин
Итоговые показатели в рамках всего проекта представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Итоговые показатели внедрения УЭВН
| Наименование показателей | Ед. изм. | Значение |
| Количество предлагаемых к внедрению установок | шт. | 16 |
| Средний NPV на одну скважину за 5 лет | тыс. у.е. | 37851 |
| NPV по всем скважинам за 5 лет | тыс. у.е. | 605616 |
| Срок окупаемости | лет | менее 1 года |
В случае не выполнения планового прироста нефти по каждой скважине, минимальный рентабельный прирост нефти со сроком окупаемости 1 год составит 2 тонны/сут. При этих условия NPV к концу расчетного периода составит 7 млн. у.е. по всему проекту соответственно.
Таким образом, по результатам проведенных расчетов эффективности внедрения, можно сделать вывод об экономической целесообразности применения погружных винтовых установок на фонде скважин с вязкой нефтью.
Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в среднем на 1 скважину составит 37,8 млн. у.е.
Накопленный дисконтированный денежный поток к концу расчетного периода в соответствии с проектом составит 605 млн. у.е.
Далее нами совместно с Калустовым Г.Д. рассмотрены методы борьбы с отложениями АСПО в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и дана оценка эффективности их применения.
Не останавливаясь на анализе достоинств и недостатков этих методов, отметим, что в последние годы во многих добывающих объединениях (ДО) всё шире применяются методы ингибирования. Так, на Харьягинском месторождении провели испытания ингибиторов Westhaven, СНПХ, ФЛЭК-Д-020Ф и ХПП-007 (ТЭ). На Северо-Харампурском, Комсомольском и Барсуковском месторождениях применяли ингибиторы парафиноотложений СНПХ трёх модификаций. Тюменский государственный нефтегазовый университет составил ряд эффективности из ингибиторов Sepaflux, Visco, ДП-65, Flexoil, ТюмИИ-77.
На месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз» в основном применяются следующие методы борьбы с парафиноотложениями: промывка горячей водой с добавлением химических реагентов (ПГВ), промывка горячей нефтью (ПГН), скребкования передвижным скребком или с помощью стационарных скребков, магнитная обработка нефти с помощью устройств магнитных скважинных (МИОН, УМС) и др. При этом межочистной период варьируется от 15 до 90 суток. Нами выполнен анализ эффективности применения УМС, МИОН по сравнению с ПГВ, ПГН, скребкованием, а также УПС (установкой подогрева скважин) по сравнению с электропрогревом и механизма депарафинизации скважин (МДС) по сравнению со скребкованием передвижным скребком и другими методами.
Для расчёта эффективности внедрения УМС, МИОН был взят горизонт планирования, равный 5 годам (с 2007 по 2011 гг.). Эти сроки приняты в соответствии со сроком полезного использования внедряемого оборудования.
Для оценки эффективности внедрения УПС «Фонтан» был взят горизонт планирования 6 лет (с 2009 по 2014 гг.), что соответствует срокам полезного использования внедряемого оборудования.
При расчёте затрат на внедрение проекта использовались следующие показатели: стоимость монтажа (спуска) оборудования; упущенная выгода от реализации углеводородного сырья за период проведения ремонта и вывода скважины на режим; амортизационные отчисления; затраты на электроэнергию.
Для оценки эффективности внедрения МДС горизонт планирования принят также равным 6 лет (с 2008 по 2013 гг.), соответствующий срокам полезного использования оборудования, а исходные данные аналогичны вышеприведённым. При расчёте затрат на внедрение проекта учитывалась стоимость обслуживания оборудования (текущий и капитальный ремонт оборудования) и амортизационные отчисления.
Итоговые показатели внедрения трех проектов сведены в таблице 5.
Таблица 5 – Итоговые показатели расчета эффективности внедрения
проектов
| Наименование показателя | Внедряемые методы | ||
| УМС, МИОН | УПС «Фонтан» | МДС-10 | |
| Количество устройств, спущенных в скважину в соответствии с проектом, шт. | 113 | 20 | 48 |
| Объём капиталовложений, у.е. | 3 100 | 16 000 | 12 000 |
| Затраты на внедрение проекта, у.е. | 24,3 | 70,7 | 11,1 |
| Накопленный дисконтированный денежный поток, у.е. | 19 800 | 70 700 | 5 500 |
| Дисконтированный срок окупаемости, год | 1,8 | 0,0 | 2,6 |
Таким образом, приведённые оценки показали, что принятый подход позволяет выбрать на данный момент наиболее дешёвые, надёжные, экологически безопасные технологии, ориентированные на отечественное оборудование.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Проведенный анализ публикаций показал, что нет общих решений и тенденций по выработке остаточных запасов, включая поэтапный выбор способов добычи нефти, выбор времени и технологий проведения ГТМ, предупреждения и ликвидации АСПО, планирования и управления ремонтом скважин.
2. На основании статистических данных по ООО «РН – Краснодарнефтегаз» впервые выполнен анализ эффективности трех видов ГТМ (тепловое воздействие с ПАВ, закачка пастизола, ликвидация негерметичности полимерами) в повышении нефтеотдачи пластов и в снижении обводненности скважинной продукции. Статистически по критерию 2 – Пирсона установлено, что все три вида ГТМ по эффективности не различимы. Показано, что при малых объемах данных применение методов оценки ГТМ по проценту успешности является не состоятельной.
3. Впервые разработан аналитический метод определения пластового давления (статический уровень). Метод основан на доливе скважины и прослеживании снижения уровня во времени за счет одновременного поглощения жидкости пластом и откачки глубинным насосом. Метод прост в применении и может использоваться до и после проведения ГТМ для оценки эффективности мероприятия.
4. Впервые установлено, что для предотвращения отложений АСПО на стенках труб и снижение гидравлических сопротивлений в промысловых и магистральных трубопроводах необходимо обеспечить устойчивый ламинарный поток жидкости. Получено выражение для расчета критического числа Рейнольдса Re, обеспечивающего устойчивое движение частиц АСПО в потоке.
5. Впервые даны научно-методические основы планирования и управления ремонтом скважин. Предложены методы выбора времени и очередности проведения ГТМ, позволяющие решать задачи движения (изменения) фонда скважин в автоматическом режиме в условиях существующих информационно-измерительных систем.
6. Выполнен анализ применения глубинно-насосных установок при добычи высоковязких нефтей и многофазных жидкостей. Установлено, наиболее эффективными являются УВН с погружным двигателем.
7. Впервые предложена методика оценки инвестиционных проектов нефтедобыче, проведена оценка эффективности внедрения погружных винтовых насосов (УВН) на 16 скважинах в ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
8. Дана оценка эффективности методов борьбы с АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью на месторождениях Краснодарского края: магнитной обработки, электропрогрева, скребкование и др. Определены денежные потоки, сроки окупаемости инвестиционных проектов в отдельности и в целом.
9. Основные материалы диссертационной работы вошли в учебное пособие «Современные технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения» для студентов, бакалавров, магистров и аспирантов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
10. Основные результаты проведенных научных диссертационных исследований приняты к внедрению в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» в 2008-2009гг.
СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Вартумян Г.Т., Стрельцова Ю.Г., Скворцов И.В. Анализ внедрения и оценка эффективности применения погружных винтовых насосов в ООО «РН – Краснодарнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 9. – С. 29-31.
2. Гилаев Г.Г., Пустовой П.А., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г. Выбор очередности проведения геолого-технических мероприятий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 9. – С. 31-33.
3. Вартумян Г.Т., Стрельцова Ю.Г., Калустов Г.Д., Кусов Г.В. Оценка эффективности применения методов борьбы с асфальто-смолисто-парафинистыми отложениями в ООО «РН – Краснодарнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 2. – С. 43-45.
4. Антониади Д.Г., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Пустовой П.А., Бондаренко В.А. Планирование и управление ремонтом скважин // Нефтепромысловое дело. – 2011. – № 6. – С. 59-62.
5. Вартумян Г.Т., Гапоненко А.М., Стрельцова Ю.Г. Оценка эффективности применения стационарной установки подогрева скважин для борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями на фонде скважин ООО «РН – Краснодарнефтегаз» // Труды второй научной конференции: «Технические и технологические системы», г. Краснодар, Краснодарское ВВАУЛ, 7-9 октября 2010. – С. 192-197.
6. Вартумян Г.Т., Гапоненко А.М., Стрельцова Ю.Г. Оценка эффективности применения магнитной обработки нефти для борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями на фонде скважин ООО «РН –Краснодарнефтегаз» // Труды второй научной конференции: «Технические и технологические системы», г. Краснодар, Краснодарское ВВАУЛ, 7-9 октября 2010. – С. 188-192.
7. Гапоненко А.М., Вартумян Г.Т., Стрельцова Ю.Г., Скворцов И.В. Современные технологии увеличения добычи нефти и оценка эффективности их применения // Сборник материалов I Международного симпозиума по фундаментальным и прикладным проблемам науки. Межрегиональный совет по науке и технологиям, г. Миасс, 2010. – С. 83-92.
8. Вартумян Г.Т., Стрельцова Ю.Г., Раздоркина А.В. Оценка эффективности применения методов борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями // Сборник научных трудов ХХХ Российской школы по проблемам науки и технологий. Межрегиональный совет по науке и технологиям, г. Миасс, 2010. – С. 139-141.
9. Вартумян Г.Т., Скворцов И.В., Стрельцова Ю.Г. Анализ и оценка эффективности применения погружных винтовых насосов // Сборник научных трудов ХХХ Российской школы по проблемам науки и технологий. Межрегиональный совет по науке и технологиям, г. Миасс, 2010. – С. 136-138.
10. Антониади Д.Г., Захарченко Е.И., Стрельцова Ю.Г., Пустовой П.А., Бондаренко В.А. Планирование и управление ремонтом скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010. – № 4. – С. 35-38.
