За счет некоторых изменений в конструкции дозатора его эффективность и производительность можно улучшить. К этим изменениям относятся использование тонкостенных труб, больших отверстий для впуска жидкости и правильного подбора диаметра погружной трубы (Рис. 6).

Для наружной трубы вместо стандартных нефтепромысловых труб можно использовать тонкостенную трубу. Диаметр наружной трубы должен быть больше или равен такому же наружному диаметру, как и у соединительной муфты. Стандартные трубы обычно толстостенные и высажены в местах муфтовых соединений. Такие условия снижают пропускную способность жидкости в трубах за счет уменьшения площади поперечного сечения между погружной трубой и наружной трубой. Использование тонкостенных труб с диаметром равным диаметру муфты увеличивает пространство между погружной трубой и наружной трубой. Это увеличивает объем жидкости за счет уменьшения скорости нисходящего потока жидкости в сепараторе.

Эффективность работы сепаратора можно повысить за счет использования больших впускных отверстий вместо перфорированных патрубков. При использовании стандартного перфорированного патрубка жидкость и газ поступают в сепаратор при движении поршня вверх, а газ выпускается из сепаратора при движении поршня вниз. При этом эффективность работы сепаратора низкая, так как флюиды движутся в двух направлениях и проходят через те же самые перфорации. При использовании больших отверстий жидкость будет стекать в сепаратор как при ходе поршня вверх, так и вниз. Если используются большие впускные отверстия, то жидкость самотеком вытекает из затрубного пространства в газосепаратор. В сепаратор при этом поступает больше жидкости и меньше газа. Площадь каждого отверстия подбирается таким образом, чтобы она равнялась площади поверхности между погружной трубой и наружной трубой сепаратора.

Контроль производительности насоса

После устранения попадания газа в насос необходимо контролировать его производительность, чтобы подача насоса равнялась притоку жидкости из скважины. Производительность насоса регулируется четырьмя различными параметрами:

1) диаметром плунжера

2) длиной хода плунжера

3) скоростью отбора жидкости

4) ежедневным МПР

Замена насоса с неподходящим диаметром обычно не производится, главным образом потому, что это связано с расходами по подъему забойного оборудования. Простейший способ замены насоса - это изменить конфигурацию наземного оборудования, например, передвинуть шатун станка-качалки на другое отверстие в кривошипе, чтобы изменить длину хода плунжера насоса и наземного насосного оборудования. Еще одной стандартной методикой является контроль скорости с заменой шкива двигателя; минимальный диаметр шкива двигателя определяется диаметром вала двигателя и минимальным радиусом изгиба клинового ремня. Более дорогостоящим способом является установка дополнительного блока двух шкивов между шкивом двигателя и шкивом насоса, так называемого промежуточного вала, который снижает скорость отбора жидкости.

Помимо того, что с помощью промежуточного вала можно добиться соответствия производительности насоса притоку жидкости из скважины, можно также значительно уменьшить диаметр двигателя и прилично сэкономить на счетах за электроэнергию, когда эти счета основываются на установленной мощности двигателя в л.с. Наиболее дорогостоящий метод контроля скорости двигателя - это использование регулируемой скорости. Обычно стараются не использовать этот вариант из-за высоких затрат на оборудование и его установку. Одним из недостатков всех этих методов снижения скорости насоса-качалки является утечка жидкости через зазор плунжера/цилиндра насоса, что может привести к серьезной потере эффективности. Смену скоростей и диаметров насоса оправдать гораздо труднее, чем регулировать ежедневный межремонтный период его работы. Ежедневные МРП можно легко изменить для того, чтобы установить соответствие между производительностью насоса и потенциальным дебитом скважины.

Оптимизация межремонтного периода насоса

Оптимизировать МРП насосной системы необходимо только после того, как будет достигнута оптимальная работа механического оборудования и сепарация забойного газа в системе. Оптимизация МРП необходима для того, чтобы насос работал периодически и при этом производил отбор всей имеющейся жидкости из скважины. Это означает, что на забое скважины должно поддерживаться давление меньше пластового давления. Существует несколько устройств, с помощью которых можно контролировать межремонтный период насоса-качалки. К ним относятся контроллеры КОЖ, таймер интервалов времени и процентный таймер.

Контроллеры КОЖ

Контроллер отбора жидкости контролирует один или несколько параметров насосной системы и отключает ее, когда один из параметров превышает предельный уровень, установленный оператором. Контролируемые параметры могут включать уровень нагрузки насосных штанг и положения, уровень энергопотребления, скорость насосной установки и давление. Одной из стандартных функций контроллеров отбора является определение неполного заполнения насоса и отключение насосной системы. После отключения насоса на установленный период времени, контроллер обычно снова включает насосную систему. Этот цикл включения и выключения насоса повторяется в течение дня и в целом позволяет уменьшить общее время эксплуатации и эксплуатационные расходы без снижения уровней добываемых объемов. Контроллеры КОЖ более дорогостоящие, чем таймеры, и для контроля за их работой может потребоваться дополнительно квалифицированный обслуживающий персонал. Межремонтный период насоса должен составлять в общей сложности примерно 18 часов в день, чтобы избежать большого расхода энергии при увеличении числа ходов плунжера в минуту.

Таймеры

Для контроля продолжительности работы насоса можно также использовать таймеры. Они просты в эксплуатации и не требуют больших затрат. К недостатку таймеров можно отнести то, что время работы насоса приходится выставлять вручную. Еще один недостаток таймера заключается в том, что величина МРП не изменяется с изменением поведения скважины. Эффективным способом установки времени работы насоса на таймере является использование современного динамометра, который рассчитывает динамограмму насоса, показывающую его заполняемость. Таймер должен быть установлен так, чтобы процент времени работы насоса был примерно равен проценту заполнения насоса, что наблюдается при непрерывной работе насоса. Следует проводить периодические проверки с помощью динамометра и уровнемера для регулировки МРП при изменении скважинных условий.

На нефтепромыслах обычно используются два типа таймеров - это таймер интервала времени и процентный таймер:

а) Таймер интервала контролирует интервал времени, в течение которого работает насос. У большинства таймеров интервала имеется

вращающийся диск с разделенной на 24 часа шкалой и ярлычками “вкл.”и”выключ.”с интервалом 15 минут. Можно выбрать любой 15-минутный интервал в течение 24 часов, соответствующий времени работы или времени простоя. Таймер интервала повсеместно используется на нефтепромыслах. b) Процентный таймер контролирует процент времени работы насосного агрегата в течение временного цикла. Продолжительность типового цикла времени, выраженная в процентах, составляет 15 минут, таким образом, контролируется процентное время работы насоса в течение каждого 15-минутного интервала. Этот 15-процентный таймер предпочитают использовать на большинстве нефтепромыслов, поскольку при правильном использовании он позволяет снизить расходы на электроэнергию.

Продолжительность простоя насоса

При определении продолжительности простоя насоса при каждом цикле его работы необходимо учитывать характеристики притока в скважину, практику выставления счетов энергоснабжающей компании и оборудование. Взаимосвязи между забойным давлением в эксплуатируемой скважине и ее общим дебитом (IPR) указывают на то, что максимальный приток флюида из коллектора происходит тогда, когда забойное давление фонтанирования составляет мене 10 процентов от статического давления пласта. Этот принцип следует применить к работе таймера и контроллера КОЖ. Продолжительность простоя насоса должна быть достаточно короткой, чтобы забойное давление фонтанирования во время простоя насоса не увеличилось более, чем на 10 процентов от давления пласта. Забойное давление фонтанирования можно определить с помощью современного акустического уровнемера. Обычная проблема с которой сталкиваются при управлении скважинами -это отсутствие точных данных о давлении в пласте. Для определения пластового давления проводят недорогое акустическое испытание статического забойного давления. В общем, IPR указывает, что более короткие простои предпочтительнее долгих простоев, поскольку начальный приток флюида в ствол скважины происходит быстро, но замедляется по мере того как увеличивается время простоя. Также, более короткие интервалы простоя могут уменьшить межпластовые перетоки при добыче из нескольких горизонтов. На определение оптимального времени простоя также влияет практика, которой придерживаются энергоснабжающие компании при выставлении счетов. Плата за потребляемую мощность может составлять значительную часть счета за электроэнергию. Плата за объявленный максимум нагрузки основывается на максимальной мощности, потребляемой в период выставления счета. Потребление энергии обычно измеряется в течение каждого 15-минутного периода времени, и 15-минутный интервал с наибольшим потреблением мощности используется для расчета платы за потребляемую мощность, которая применяется ко всему расчетному периоду. Если насос не эксплуатируется постоянно, тогда может быть выгоднее в целях снижения платы за объявленный максимум нагрузки, чтобы время работы насоса составляло процент от 15-минутного интервала. Пуск и остановка двигателя в течение каждого 15- минутного периода обычно обходится менее чем в один процент от счета за электроэнергию по сравнению с более длинными циклами. Более короткий цикл включения-отключения предпочтительнее длинного цикла включения-отключения. Оптимальным циклом таймера включ./выключ. будет такой, при котором время работы и простоя составляют проценты от 15-30 минутного периода. Короткие циклы поддерживают низкое среднее забойное давление и могут значительно уменьшить электрическую нагрузку для скважин с централизованным энергоснабжением.

Порядок установки и настройки таймеров

Все механические неполадки должны быть устранены до установки таймеров и контроллеров КОЖ. Все проблемы, связанные с попаданием газа в насос, должны быть решены с помощью надлежащих способов удаления газа, которые были рассмотрены ранее. Скважина затем должна эксплуатироваться постоянно в нормальных условиях разработки, пока она не выйдет на стабильный режим работы. Затем в скважину опускается динамометр для определения степени заполнения насоса. Для установки времени цикла не требуются точные нагрузки, определенные калиброванным тензодатчиком для количественного анализа, но тензодатчик для качественного анализа, как например, датчик полированного штока насоса даст достаточную информацию для точного определения заполнения насоса. Тензодатчик полированного штока насоса можно легко и быстро установить, и он не влияет на расположение насоса.

Как только будет определен по динамограмме процент заполнения насоса, следом устанавливается процент времени работы таймера. Целесообразно установить процентное время работы таймера на величину 5-10 процентов выше, чем процент заполнения насоса. Когда таймер уже установлен, правильность его работы следует проверить уровнеметром или динамометром. Динамограммы насоса следует измерять и вести за ними наблюдение в течение всего цикла включения и выключения. Насос должен оставаться заполненным почти до конца цикла включения. Если в начале цикла включения насос полностью не заполнен, то возможно это связано с механической неисправностью или попаданием газа в насос, и эту проблему следует решить до установки времени работы таймера. Имеются и другие способы определения процента времени работы.

Общее управление скважинами с подъемом жидкости штанговыми глубинными насосами

Техник по добыче нефти и газа, с целью определения эффективности существующей системы и анализа условий эксплуатации системы подъема жидкости штанговыми глубинными насосами, может провести полное исследование, включая сбор и промысловую обработку акустических, динамометрических данных и данных мощности двигателя примерно за 45 минут на скважину. Эти же измерения используются для определения производительности скважины, работы забойного насоса, забойного газосепаратора, нагрузки штанг и станка-качалки и производительности двигателя. С помощью этого 45-минутного анализа работы скважины можно максимизировать дебит скважины и свести до минимума эксплуатационные затраты.

Этот технический специалист, находясь на скважине во время анализа собранной информации, должен поставить себе целью зафиксировать любые рекомендации по устранению проблем, обнаруженных в анализе собранных данных. Эти замечания с указанием работ, необходимых для устранения неполадок, носят название “план работ”, а замечания называются “рекомендации”. Когда все рекомендованные изменения на скважине будут завершены, новые данные должны быть собраны в течение нескольких недель, как только дебит скважины стабилизируется. Техник должен заново прочитать рекомендации предыдущего анализа скважинных данных и отметить, изменилось ли поведение скважины, как было запланировано. Только следя за выполнением рекомендаций, техники-эксплуатационники смогут извлечь опыт из своих успехов и неудач и поменять свою роль сборщиков информации на роль специалистов по скважинам, способных решать задачи и обладающих знаниями и опытом для поддержания высокой эффективности добычи при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами.

Эффективность освоения и эксплуатации скважин

В процессе бурения, освоения и последующей эксплуатации скважин впри забойной зоне происходят изменения фильтрационных параметров пласта, которые влияют на производительность скважин. Для восстановления и повышения производительности, добывающих и приемистости нагнетательных скважин широкое распространение нашли кислотные обработки пласта. Одним из основных факторов, влияющих на эффективность кислотного воздействия, является сохранение в течение длительного времени активного кислотного раствора в условиях повышенных пластовых температур с целью обработки наиболее удаленных зон пласта. Немаловажным является и снижение кислотной коррозии подземного оборудования, при которой возникает опасность загрязнения образующимися соединениями железа, и как следствие, снижения кислотного воздействия и уменьшения срока службы подземного оборудования. Проведенные исследования показали, что катион активные ПАВ могут быть одними из лучших ингибиторов коррозии, применение которых будет повышать эффективность кислотных обработок пласта.

Эффективностью работы добывающих и нагнетательных скважин во многом определяется степень выработки нефтесодержащих пластов. Качественная скважин зависит от многих факторов от геологической неоднородности разреза, качества вскрытия и освоения продуктивных, технологических факторов, связанных с эксплуатацией скважин в процессе разработки нефтяных месторождений, и т.д.[c.100]Эффективность освоения и эксплуатации скважин

В процессе бурения, освоения и последуюшей эксплуатации скважин в при забойной зоне происходят изменения фильтрационных параметров пласта, которые влияют на производительность скважин, работы продуктивного разреза по его толщине и пр. Для восстановления иповышения добывающих и приемистости нагнетательных скважин широкое распространение нашли кислотные обработки пласта. Несмотря на имеющуюся эффективность этих операций, их потенциальные возможности еще не полностью используются. Хладостойкие стационарные платформы - ответственные, сложные и дорогостоящие сооружения. При разработке месторождений обычно применяются комплексные платформы, рассчитанные одновременно на бурение и эксплуатацию скважин и оснащенные как буровым, так и эксплуатационным оборудованием. Размещение бурового и эксплуатационного на одной платформе, во-первых, приводит к значительному увеличению ее массы и габаритов, а следовательно, повышает стоимость и снижает эффективность освоения месторождения во-вторых, происходит омертвление бурового оборудования на платформе на весь период эксплуатации сооружения (20-30 лет). Отсюда следует, что повысить эффективность освоения месторождения можно, создав функциональные платформы одна из них, оснащенная только буровым оборудованием, осуществляет бурение и по окончании его оставляет подводное основание на точке другая, установленная на подводное основание буровой платформы, эксплуатирует пробуренные скважины с помощью технологического комплекса (рисунок). Для повышения эффективности эксплуатации скважин работы по интенсификации путем физико-химического воздействия на при забойную зону скважин необходимо проводить в период закачивания скважин и их освоения. При этом независимо от стадии разведки, разбуривания и разработки залежи выбирать и обосновывать способ и технологию заканчивания скважин и интенсификации притока газа следует на основе анализа геолого-физических характеристик месторождения.

Все виды основной деятельности НПУ (добыча нефти и газа и сопутствующих им полезных веществ, разработка и внедрение различных мероприятий для более эффективной эксплуатации нефтяных месторождений) осуществляют нефтяные промыслы, цехи газового х-ва и цехи поддержания пластового давления (ППД). Промыслы подразделяются на специализированные, занимающиеся только эксплуатацией нефтяных месторождений, и укрупненные, к-рые, помимо эксплуатации, производят до разведку и бурение небольших одиночных месторождений нефти. Подавляющее большинство нефтяных промыслов являются специализированными.

В их задачу входит прием из бурения или из капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, их освоение и эксплуатация сбор в емкости-резервуары, хранение, перекачка и подготовка нефти к сдаче в переработку сбор, от бензинивание и утилизация попутного газа обслуживание и текущий ремонт наземного и подземного оборудования скважин и всех других объектов основных фондов промысла разработка и внедрение геолого-технич. мероприятий для обеспечения устойчивой работы скважин и интенсификации нефтедобычи (обработка при забойных зон, гидравлич. разрыв пласта и др.). Спуск прибора и кабеля в скважину через лубрикатор производится также с целью измерений давления жидкости, температуры, содержания газа и т. п., а также для вскрытия пластов перфорацией. Последняя операция эффективна, так как отсутствие противодавления на пласт через перфорационные отверстия в трубах способствует быстрейшему освоению скважины и ее эксплуатации с наибольшим дебитом. Промысловые испытания ПАВ неиогенного класса, например ОП-10, проведенные иа различных объектах, позволили определить эффективность метода на различных этапах разработки влияние добавок ПАВ на процесс освоения и эксплуатации нагнетательных скважин Из-за частых штормов работы по сооружению оснований затягивались. Это очень сдерживало освоение морских месторождений нефти и газа. Отдельные скважины, заложенные на берегу и осуществляемые бурением на Монно-направленным способом в море, мало способствовали Максимальному наращиванию добычи с акватории Каспия. Все это привело к появлению конструкции блочных оснований, отдельные узлы которой изготавливались на механическом заводе и переправлялись на берег, ближе к зоне намечаемого бурения. Первая подобная буровая вышка конструкции Л.А. Межлумова была установлена в районе о. Артем в 1948 г. С созданием нового, более эффективного стационарного основания буровые работы в море получили широкий размах. Потребности послевоенной страны в нефти обусловливали необходимость ввода в эксплуатацию новых богатых месторождений. В связи с этим остро встал вопрос о разведке и добыче нефти на морских акваториях. Об использовании пены при добыче нефти публикации появились относительно давно. Пены могут быть эффективными при освоении скважины пли ее капитальном ремонте, если пластовое давление составляет 0,3--0,8 от гидростатического, при вторичном вскрытии пласта, необходимость в котором возникает в связи с образованием песчаных пробок, при вытеснении нефти из проницаемых для растворов зон, а также для снижения обводненности нефтяных скважин. Использование пен при бурении вместо промывочных жидкостей дает ряд преимуществ. Так, значительно увеличивается механическая скорость бурения при бурении в твердых известняках и доломитах она увеличивается примерно в четыре раза по сравнению с промывкой глинистым раствором. Одновременно снижается количество компонентов промывочного раствора. При использовании пен улучшаются условия эксплуатации бурового оборудования и скважин. Пористые породы разбуриваются без повреждения их промывочными жидкостями большой плотности, а при наличии в скважинах газов освоение пенами более безопасно, так как при продувке воздухом возможен взрыв.

Уже на ранних стадиях освоения месторождений, при бурении эксплуатационных скважин, выявляются первые особенности будущих природно технических комплексов, от устойчивости функционирования которых зависит надежность, долговечность и экономическая эффективность эксплуатации всего газового промысла. Особо актуальна проблема обеспечения эксплуатационной надежности газодобывающих скважин для условий п-ова Ямал, что подтверждает анализ осложнений, возникающих при бурении на стадии разведки месторождений, й ёр1йй Ьпыт строительства эксплуатационных скважин наВ 1997 году коллектив возглавил Александр Ананенков, сейчас заместитель председателя правления ОАО Газпром , Он был участником освоения, пожалуй, всех крупнейших газоконденсатных месторождений Ямала, руководил строительством и вводом в эксплуатацию УКПГ, компрессорных станций, расположенных на Ямбургском и Заполярном месторождениях. Эти руководители, их соратники, ветераны-первопроходцы успели сделать многое. Впервые в практике Заполярья был применен метод сооружения технологических объектов из крупных блоков массой 420 тонн. Их доставляли в Ямбург во время навигации по воде на понтонах. Новшество позволило сократить сроки строительства, сэкономить ресурсы. Другое нестандартное технологическое решение -низкотемпературная абсорбция - позволило добиться практически полного выделения конденсата при тридцатиградусном морозе. Впервые в отечественной практике применили кустовое бурение наклонно направленных скважин увеличенного диаметра. Эффективно используется система поддержания отрицательных температур для обеспечения стабилизации грунтов в местах техногенного воздействия. Были реализованы десятки других нестандартных научно-технических решений. Вскрытие пластов и освоение скважин. Наиболее распространен в отрасли метод вскрытия пластов с противодавлением в системе скважина - пласт путем применения буровых растворов такой плотности, при которой проявление пластов исключено. Однако известно, что насколько сохранится естественная проницаемость в при забойной зоне, будет зависеть производительность скважины как в начале, так.и в течение значительного времени ее эксплуатации. По данным гидродинамических исследований на месторождениях Западной Сибири, Тимано-Печоры, Самарской области, Белоруссии, Украины и других регионов установлено, что реальная производительность скважины в среднем в 2 раза ниже потенциально возможной. По результатам термодебитометрии работают не все нефтесодержащие прослои продуктивного интервала. Например, в Западной Сибири толщина работающих интервалов составляет около 40-50% эффективной толщины пласта. До сих пор очень редко реализуются проекты с двумя самостоятельными разделами бурение до кровли продуктивного пласта и вскрытие продуктивного пласта, крепление и освоение скважин.

Управление фондом скважин на основе комплексной оценки эффективности их эксплуатации

Целью работы являлось определение алгоритма принятия решений об остановке нерентабельных скважин, основанного на комплексной оценке целесообразности их работы.

Получены следующие основные результаты:

- выработан алгоритм для комплексного анализа целесообразности работы скважины, включающий экономическую и технологическую аспекты;

- определены области эффективности эксплуатации добывающих скважин в соотношении величии: цена - себестоимость - высвобождаемые затраты;

- выявлены особенности расчета себестоимости добычи тонны нефти для конкретной скважины и высвобождаемые затраты при ее остановке, что позволило выявить нерентабельные скважины, подлежащие отключению по экономическим показателям;

- дано описание хода технологической оценки эксплуатации нерентабельных скважин;

- рассчитан рентабельный объем годовой добычи для каждой скважины (точка безубыточности) и время работы скважины для преодоления порога рентабельности, что позволит осуществить планирование работы скважин в будущем периоде.

Финансовая устойчивость нефтегазодобывающего предприятия в значительной степени зависит от эффективного использования фонда добывающих скважин.

Современное состояние нефтедобычи в России характеризуется ростом обводненности и простаивающего фонда скважин, а также увеличением доли трудноизвлекаемых запасов.

На стадии разработки месторождений часть малодебитных высокообводненных скважин является убыточной, в тоже время, часть рентабельных добывающих скважин зачастую длительное время простаивает, ожидая ремонта, что снижает эффективность деятельности предприятия.

В этой связи, в разработке рациональной системы недропользования решающим фактором выступает выбор оптимальной динамики эксплуатации скважин во времени, что в конечном итоге, сводится к определению целесообразности дальнейшей эксплуатации каждой скважины.

Целью данного исследования является формирование механизма управления фондом скважин на основе разработки алгоритма комплексной

оценки эффективности их эксплуатации на примере нефтегазодобывающей компании ОАО «Негуснефть».

На сегодняшний день существует ряд разработок и программных продуктов, позволяющих выявить нерентабельные скважины, подлежащие остановке. Стоит отметить, что рассматриваемый вопрос достаточно сложный, поскольку в нем переплетаются экономические и технологические цели, порой противоречащие друг другу. Не все методики комплексные и учитывают технологическую целесообразность отключения нерентабельных скважин. Те же, что учитывают, как правило, основаны на определении обобщающего показателя (критерия) через математические модели, построенные с учетом ограниченного ряда основных показателей работы скважины (обводненности продукции, остаточных извлекаемых запасов, значения водонефтяного фактора и т.д.) [4]. Одними из наиболее распространенных при построении модели, являются методы теории нечетких множеств. Однако, ни одна из методик не получила широкого практического применения.

В связи с этим в исследовании предлагается авторский подход, основанный на построении алгоритма принятия решений о дальнейшей целесообразности работы скважин (рис.1).

Данный алгоритм содержит комплексную оценку необходимости отключения маржинальных (высокообводненных и малодебитных) скважин. На первом этапе, при выявлении скважин, подлежащих оценке, должны быть определены значения критериев маржинальности - пороговые значения обводненности и дебита нефти скважин, которые определяются на основе средних значений по каждому месторождению. Следующие 2 этапа содержат оценку экономической эффективности эксплуатации маржинальных скважин, включающую определение и анализ себестоимости добычи нефти (2 этап) и расчет затрат, которые могли бы высвободиться при их остановке (3 этап). На 4 этапе на скважинах должны быть проведены гидродинамические исследования для выявления причин низкой эффективности их работы. На основании исследований 4 этапа определяются мероприятия по улучшению технико-экономических показателей работы скважин. Однако до их проведения необходимо определить их эффективность, рассчитать точку безубыточности при

эксплуатации скважины после проведения мероприятий. Таким образом, на 5 этапе определяется технологическая и экономическая целесообразность проведения мероприятий по выводу скважины из нерентабельной эксплуатации. В конечном счете, необходимо определить технологически возможный объем добычи нефти и период работы скважины, позволяющий ей преодолеть порог рентабельности.

Объектом исследования является нефтегазодобывающая компания - ОАО "Негуснефть", осуществляющая добычу нефти и попутного газа на Варынгском месторождении, которое находится в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

С начала разработки было добыто 7,176 млн. т. нефти, отбор от начальных извлекаемых запасов категории АВС1, что составляет 39,6 %. Месторождение находится в стадии нарастающей добычи, вследствие чего, максимальный уровень добычи нефти (1,01 млн. т.) был достигнут в 2005 году, из которого более половины (69%) объема добычи обеспечил механизированный фонд, состоящий из 98 скважин (63% добывающего фонда).

Из представленного графика видно, что первые годы эксплуатации месторождения характеризовалась малой обводненностью. В течении 13 лет эксплуатации значение обводненности достигло 38%.

На основе данных о работе скважин по месторождению, был выделен ряд маржинальных скважин. При этом границы значений критериев маржинальности для отбора скважин были определены следующие:

- обводненность: 100-75%

- дебит нефти: 0-10 т./сут.

В рассмотрение попали 15 скважин с высокой обводненностью (не менее 78%) и дебитами - не более 8,5 т/сут.

Оценка рентабельности работы добывающей скважины проводится сравнением отпускаемой цены 1 тонны нефти и ее себестоимости. Очевидно, что в случае, когда себестоимость оказывается больше отпускаемой цены, то эксплуатация скважины нерентабельна.

Рис. 7

Выделяются три области эффективности эксплуатации добывающих скважин:

1. С<Ц - скважина рентабельна;

2. С>Ц, Зв<Ц - скважина нерентабельна, однако ее отключение не дает экономического эффекта;

3. С>Ц, Зв>Ц - скважина нерентабельна, экономически эффективно ее отключение,

где С - себестоимость 1 тонны нефти, Ц - отпускная цена 1 тонны нефти, Зв - высвобождаемые затраты при отключении скважины.

Для определения принадлежности скважины к одной из групп, необходимо рассчитать себестоимость добычи тонны нефти и затраты, высвобождаемые при ее отключении. Обе величины зависят от способа эксплуатации (ЭЦН, ШГН, фонтанное оборудование), применяемого на этой скважине.

Наиболее сложным и трудоемким при оценке рентабельности скважин является определение себестоимости добычи нефти, величина которой определяется на базе индивидуальных данных скважины (глубина, дебит нефти, способ эксплуатации, обводненность продукции) и усредненных по предприятию удельных затрат. Себестоимость добычи по каждой скважине рассчитывалась на основе калькуляции статей затрат с учетом различий исчисления условно-постоянных и условно-переменных затрат. При этом, затраты по искусственному воздействию на пласт, на оплату труда производственных рабочих и ЕСН, на содержание цеха АСУП в статье затрат по эксплуатации скважин, цеховые и общепроизводственные затраты, были распределены равномерно на весь действующий добывающий фонд. Затраты по сбору и транспортировке нефти и газа, на технологическую подготовку нефти, коммерческие и прочие затраты рассчитывались исходя из удельных затрат на 1 тонну нефти с корректировкой объема нефти на коэффициент потерь для каждого из процессов. Затраты на энергию по извлечению нефти по механизированному фонду были определены по фактически сложившимся на конкретном предприятии удельным затратам электроэнергии на подъем жидкости. Расходы на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, включающие затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией наземного и подземного оборудования скважин, а также ремонта скважин (ТРС, ЭЦН, БНКТ и азот, КРС, ремонт НКТ, промыслово-геофизические работы) были определены по конкретным скважинам. Затраты на амортизацию скважин, рассчитывались с учетом линейного способа начисления амортизации на предприятии.

Далее, в соответствии с выделенными областями эффективности эксплуатации добывающих скважин, производится расчет высвобождаемых затрат при остановке скважин.

Высвобождаемые затраты на 1 тонну нефти были рассчитаны как среднее из максимального и минимального значения высвобождаемых затрат.

Зв = (Звmin + Звmax)/ 2, (1)

где Звmin - минимальное значение высвобождаемых затрат включает затраты на подготовку нефти, искусственному воздействию на пласт, энергию по

извлечению сбор и транспортировку и затраты на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования.

Звmax - максимальное значение высвобождаемых затрат, включающее удельные затраты на энергию по извлечению нефти, по искусственному воздействию на пласт, на оплату труда производственных рабочих и ЕСН, на содержание и эксплуатацию скважин и оборудования, по сбору и транспортировке нефти, на технологическую подготовку, цеховые, общепроизводственные и коммерческие затраты.

При этом затраты по каждой из статей определялись без учета амортизации основных средств и фондов.

Средняя цена 1 тонны нефти была принята в размере 3341 руб./т.



Рис. 8

Рис. 9

Таким образом, из 15 отобранных скважин, только 6 (№2, №3, №4, №7, №10 и №14) оказались рентабельными (Ц>С). У остальных 9 скважин имеет место превышение себестоимости над ценой, что говорит об их убыточности. Однако экономически целесообразно отключение только 5 скважин (№5, №6, №8, №9, №12), поскольку высвобождаемые затраты от их отключения превышают цену реализации их продукции. В свою очередь, это не означает, что скважины должны быть немедленно отключены. Окончательное решение об остановке требует детального изучения всего комплекса технологических показателей эксплуатации данных скважин: оценка возможности проведения геолого-технических мероприятий, повышающих рентабельность, определение добывных возможностей скважин не только по нефти, но и по газу, а также влияние отключения данной скважины на работу гидродинамически с ней связанных скважин.

№ скважины	Характеристика скважины	Технологическое решение
5	Пласт - БВ13 , способ эксплуатации -	Оценить остаточные извлекаемые
	фонтанный. Особенности работы	запасы по скважине, провести ряд
	скважины: высокая обводненность	технологических расчетов на
	(96%); расположение в северо-	определение приемистости
	восточной части месторождения, где	скважины и, в итоге, оценить
	в последние 2 года происходило	технико-экономический эффект
	наращивание нагнетательного фонда	перевода скважины в фонд ППД.
	скважин
6	Пласт БВ13. Способ эксплуатации -	С учетом планового окончания
	фонтанный. Работа скважины	строительства газопровода
	характеризуется высоким значением	Варынгское - Верхне-Колик-
	газового фактора	Еганское в 2005 году, необходимо оценить извлекаемые запасы газа по скважине, определить затраты на переоборудование и изменение рентабельности скважины при добыче попутного газа.
8	Пласт БВ13. Способ эксплуатации -	Проведенные в конце года
	ЭЦН.	исследования по скважинам №8,
	Высокая обводненность продукции	№9 и №12, показало наличие ЗКЦ. Результатом проведения
9	Пласт БВ13. Способ эксплуатации -
	фонтанный. Высокая обводненность	ремонтно-изоляционных работ в
	продукции	2005 году стало снижение обводненности по скважинам №8
12	Пласт Ю1. Способ эксплуатации -
	фонтанный. Высокая обводненность	и №9 соответственно с 90% и
	продукции	92% до 69% и увеличение дебита нефти до 5 т./сут., а по скважине №12 обводненность снизилась с 97% до 60%, дебит нефти составил 10 т./сут.

Таким образом, прежде чем принимать решение об остановке нерентабельной скважины, необходимо, после соответствующих исследований, проанализировать технологические показатели работы скважины, определить причины ее низкой эффективности и возможность вывода данной скважины из области нерентабельности с помощью интенсификации притока, МУН, перевода в другой фонд скважин и т.д.

В условиях рыночных отношений планирование является одним из важнейших условий организации эффективной работы предприятия.

При известных планируемых значениях затрат на добычу, дебитов нефти и жидкости по скважинам, ввода новых скважин и средней цены на нефть на плановый год, представляется возможным рассчитать рентабельный объем годовой добычи скважин (точку безубыточности) и время работы скважин для преодоления порога рентабельности.

Для расчета дебит был принят в тех же значениях, что и в предшествующем году, с учетом проведенных ремонтных работ и перевода скважин в другие фонды. В плановый год интенсификация притока по скважинам, либо другие работы, влияющие на дебит, не включались.

Исходя из того, что точка безубыточности представляет собой годовой объем добычи нефти, при известных значениях суточного дебита, можно рассчитать время работы скважин, при котором ее эксплуатация перестанет быть нерентабельной.

Рис. 10

В итоге, было определено, что в течение года скважины могут достичь предела рентабельности. Исключение составляет лишь скважина № 1, срок ее рентабельной работы при данных условиях больше года - 379 дней, однако, высвобождаемые затраты не покрывают потерь от остановки скважины.

Таким образом, в проведенном исследовании сформирован механизм принятия решения об остановке нерентабельных скважин, обеспечивающий комплексную оценку целесообразности их эксплуатации.

1.3 Основные причины консервации скважин

Причины консервации скважин

Консервация скважин может производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации.

При консервации до 1 года: глушат скважину, Рст.ж.=1,1-1,15Р пл. Ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. При консервации скважины более чем на год устанавливает цементный мост с подъемом цемента на 5 м выше кровли прод. пласта.

Консервация скважин в процессе строительства производится в случаях:

а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства;

б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления;

в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин;

г) при строительстве скважин кустовым способом

Консервация скважины в процессе эксплуатации. Подлежат:

а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, -- на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию.

б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта;

в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта

г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции

д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно-исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения;

е) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п.

Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.

Консервация скважин - комплекс работ по предотвращению осложнений и аварийных ситуаций в скважинах, находящихся в бурении, законченных строительством и не подключенных к системе сбора или по какой-либо причине остановленной (законсервированной) в процессе эксплуатации.

Консервации подлежат все категории скважин: параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, строящиеся для геологического изучения регионов, поисков, разведки и эксплуатации нефтяных, газовых, гидротермальных месторождений, залежей промышленных и минеральных вод, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газ, сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов.

Консервация скважин в процессе строительства:

а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства;

б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления;

в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта на строительство скважин;

г) при строительстве скважин кустовым способом - в соответствии с действующими правилами строительства на

Консервация скважин особое значение с точки зрения охраны недр имеет правильное проведение работ по консервации и ликвидации скважин. Своевременное и качественное проведение изоляционно-ликвидационных работ в скважинах, подлежащих консеррицательного влияния на сохранность и рациональное использование природных ресурсов.

Консервация и ликвидация скважин должны проводиться в соответствии с инструкцией «О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» (РД 08-492-02).

Все категории скважин (опорные, параметрические, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, контрольные, специальные и др.) подлежат консервации (как и ликвидации). Эти виды работ должны обеспечить сохранность месторождений, безопасность жизни и здоровья населения, охрану ОС. Консервация (ликвидация) должна осуществляться в соответствии с проектной документацией в сроки, согласованные с территориальными органами Ростехнадзора.

Если длительность консервации скважины по той или иной причине превысит (или может превысить) сроки, предусмотренные проектом разработки, или превысит 15 лет, и по заключению независимой экспертизы возникнет реальная угроза нанесения вреда окружающей природной среде, имуществу, жизни и здоровью населения, то по требованию соответствующего органа государственного надзора и контроля пользователь недр обязан разработать и реализовать дополнительные меры безопасности, исключающие риск возникновения аварийной ситуации, или ликвидировать скважину.

Временная приостановка деятельности объекта в связи с экономическими причинами (отсутствие спроса на сырье и т.п.) может осуществляться без консервации скважин на срок до 6 месяцев при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и ОС на весь срок приостановки, согласованных с территориальными органами Ростехнадзора России.

Временная консервация скважин производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации.

Консервация скважин в процессе строительства производится в случаях:

- консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства;

- разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления;

- несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин.

Для консервации скважины со спущенной (неперфориро-ванной) колонной необходимо:

- спустить в скважину бурильный инструмент или колонну НКТ до глубины искусственного забоя;

- обработать буровой раствор с доведением его параметров в соответствии с проектом на строительство скважины, добавить ингибитор коррозии;

- приподнять колонну труб на 50 м от забоя, верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью (соляровым маслом, раствором хлористого кальция);

- загерметизировать трубное и затрубное пространство скважины;

- провести консервацию бурового оборудования;

- на устье скважины укрепить металлическую табличку с указанием номера скважины, времени начала и окончания консервации скважины и организации-владельца;

- оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках); на ограждении укрепить табличку с указанием номера скважины, месторождения, предприятия - пользователя недр,срока консервации; провести планировку присква-жинной площадки.

Консервации подлежат все категории скважин, законченных строительством, на срок до их передачи заказчику для дальнейшей организации сбора и подготовки нефти, газа и воды.

В процессе эксплуатации подлежат консервации:

эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации - на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию;

- добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта;

- эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции, до выравнивания фронта закачиваемой воды или продвижения водонефтяного контакта;

- эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля, - на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, ОС и т.п.

При проведении работ по консервации скважин необходимо:

- поднять из скважины подземное оборудование;

- спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации;

- ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью.

На месторождениях с высоким содержанием сероводорода при консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна должна быть приподнята над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечена из скважины. После установки цементного моста трубное и затрубное пространство скважины должно быть заполнено раствором, обработанным нейтрализатором. Штурвалы задвижек арматуры консервируемой скважины должны быть сняты, крайние фланцы задвижек оборудованы заглушками, манометры сняты и патрубки загерметизированы. Устье скважины должно быть ограждено, на ограждении установлена металлическая таблица с указанием номера скважины, наименования месторождения и надписью «Опасно, сероводород!»

Контроль над техническим состоянием законсервированных скважин осуществляется исходя из конкретных горно-геологических условий по согласованию с органами Ростехнадзора (но не реже двух раз в год - для скважин, законсервированных после окончания строительства, и одного раза в квартал - в процессе эксплуатации, если в них установлены цементные мосты). Результаты проверок отражаются в специальных журналах. Контроль над состоянием фонда законсервированных скважин проводится с целью исключения опасности, которая заключается в том, что из-за длительного простоя разрушаются цементные мосты, подвергаются коррозии металлические части скважин, что ведет к потере герметичности - возникают открытые газонефтяные фонтаны, разливы нефти, пожары, засоление почв и пресных вод. Одна из крупных экологических аварий по этим причинам произошла на Северо-Алясовской площади Ханты-Мансийского автономного округа в 1975 г. Скважина №35 была пробурена в 1958 г. на острове реки Обь (вблизи поселка Березово). В результате ежегодных размывов берегов она оказалась в русле реки, устье скважины повредил ледоход. Газовый фонтан удалось ликвидировать только через полгода.

Способ консервации газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации. Технический результат заключается в повышении надежности консервации скважины, в предотвращении загрязнения призабойной зоны пласта и в облегчении ввода скважины в эксплуатацию после консервации при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.

Рис. 11

Сущность изобретения: способ включает спуск лифтовой колонны с приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, заполнение ствола скважины рабочей жидкостью, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеровку пакера и герметизацию устья скважины. При этом перед спуском лифтовой колонны в скважину ствол скважины заполняют газовым конденсатом. После спуска лифтовой колонны и запакеровки пакера открывают циркуляционный клапан и заполняют надпакерное затрубное пространство незамерзающей надпакерной жидкостью, а надпакерное трубное пространство - незамерзающей жидкостью. Затем закрывают циркуляционный клапан и приустьевой клапан-отсекатель. В подвеске трубной головки фонтанной арматуры устанавливают обратный клапан, а в боковых отводах трубной головки - резьбовые пробки. Ствол скважины ниже пакера и глухой пробки оставляют заполненным газовым конденсатом. 1 ил.

Известен способ консервации газовой скважины, включающий спуск лифтовой колонны с циркуляционным клапаном, пакером и посадочным ниппелем, подвешивание лифтовой колонны в подвеске трубной головки фонтанной арматуры, установку в посадочном ниппеле герметизирующего устройства, запакеров купакера и герметизацию устья скважины [РД 39-2-1182-84. Инструкция по оборудованию устьев и стволов опорных, параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных, наблюдательных, нагнетательных, структурных, структурно-геохимических и специальных скважин при их ликвидации или консервации. - М.: ВНИИБТ, 1985. - С.11].

...