ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ НИЗКОДЕБИТНОГО ФОНДА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПАО «ТАТНЕФТЬ»

Классификация скважин по дебитам предусматривает наличие трёх групп: высокодебитные, среднедебитные и малодебитные. В категорию малодебитных, согласно принятой в ПАО «Татнефть» типизации [1], входят скважины с дебитом по жидкости менее 5 м³/сут при высоте её подъёма до 1400 м.

Динамика малодебитного фонда скважин ПАО «Татнефть» по отношению ко всему эксплуатационному за период с 1 января 2019г. по 1 января 2023г. представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Динамика эксплуатационного фонда скважин ПАО "Татнефть"  по горизонтам разработки за период 2019-2023 г.г.

За 5 лет количество скважин девонского эксплуатационного фонда увеличилось на 272 (2,3 %), а сернистого – на 964 (11,6 %). За этот период количество скважин девонского малодебитного фонда снизилось на 388 (10,2 %), а сернистого увеличилось на 56 (1,4 %) [2].

По состоянию на 2023г. эксплуатационный фонд ПАО «Татнефть» составляет 21513 скважин, из них 7464 малодебитных (34,7 %).

За 2022г. на малодебитном фонде скважин было выполнено 2956 подземных ремонтов, что составляет 29,9 % от общего количества ПРС. При этом доля ПРС, выполненных на малодебитном фонде скважин, несколько ниже, чем на всём действующем (0,480 против 0,507).  Стоит также отметить, что этот показатель на девонском малодебитном фонде скважин на 6,8 % выше, чем на угленосном (0,498 против 0,466).

За 2022 г. на долю девонских малодебитных скважин пришлось всего 2,28 % от общего объёма добываемой жидкости из нижних горизонтов, а на долю угленосных малодебитных скважин – 9,36 % от общего объёма добываемой жидкости из верхних горизонтов.

За этот период малодебитными скважинами добыто 2515,8 тыс.т нефти, в т.ч. девонскими – 999,3 тыс.т (8,33 % от всей девонской нефти) и сернистыми – 1516,5 тыс.т (17,76 % от всей сернистой).

Средний по ПАО «Татнефть» дебит малодебитных скважин за 2022 г. составил:

• по жидкости 2,4 м³/сут, в т.ч. по девону – 2,5 и по карбону – 2,3;
• по нефти 1,3 т/сут, в т.ч. по девону – 1,2 и по карбону – 1,4.

Доля малодебитных скважин, эксплуатирующихся в периодическом режиме, по отношению ко всему действующему фонду составляет в различных НГДУ от 2,1 %  до 11,7 %  и в среднем по ПАО «Татнефть» - 6,3 % (1191 скважина).

Средние значения дебитов по жидкости данного фонда скважин составляют от 1,1 м3/сут. до 3,1 м3/сут.

Основными факторами, определяющими эффективность периодической эксплуатации малодебитных скважин, являются изменения следующих показателей: затраты на электроэнергию; дебиты скважин по нефти; эксплуатационные расходы для осуществления периодической эксплуатации; затраты на подземный ремонт скважин.

Перевод на периодическую эксплуатацию ведет к снижению дебита. При периодической эксплуатации, в сравнении с непрерывной, средние потери по нефти составят в зависимости от горизонта:

• на «ручном» режиме от 0,26 т/сут. (21,0 %) - для сернистых скважин до 0,65 т/сут. (31,7 %) - для девонских;
• на «автоматическом» режиме от 0,19 т/сут. (15,3 %) - для сернистых скважин до 0,47 т/сут. (22,9 %) - для девонских.

С расчётом на год минимальные потери по нефти составят в среднем около 65 т/год – для сернистых скважин и около 160 т/год - для девонских.

Одним из основных показателей эффективности работы скважинных насосных установок является величина удельных энергетических затрат на подъём жидкости.

Эффективность от перевода на периодическую эксплуатацию снижается с увеличением дебита скважины, как по активной, так и по реактивной электроэнергии.

Выявленная зависимость свидетельствует о большой доле энергозатрат на добычу жидкости в скважинах с дебитами менее 2 м³/сут, а так - же о большей доле экономии электроэнергии в этих скважинах. Так, например, для девонских скважин с дебитом 2 м³/сут при переводе с постоянного режима эксплуатации на периодический потребление по активной энергии снижается в среднем в 2 раза (с 32 до 16 кВтч/м³), а по реактивной – в 2,1 раза (с 170 до 80 кВтч/м³).

Значительно меньший эффект получается на скважинах с дебитом от 2 до 5 м3/сут. Так, например, для скважин с дебитом 3,5 м3/сут снижение по активной мощности составит в среднем в 1,4 раза (с 20 до 14 кВтч/м3), а по реактивной – в 1,8 раза (с 135 до 75кВтч/м3).

Для скважин с дебитом 5 м3/сут и более эффект от снижения потребления активной мощности практически отсутствует, а по реактивной мощности составляет в среднем 55кВтч/м3.

Проблема эффективной малозатратной эксплуатации добывающих скважин, в т.ч. малодебитных была и остаётся для ПАО «Татнефть» одной из наиболее актуальных. Следует отметить, периодический режим имеет ряд серьёзных недостатков:

• значительные потери в добыче нефти (до 30 %). В зависимости от частоты включения установки и герметичности ГНО потери в добыче могут изменяться и будут наименьшими при работе скважины на программе с минимально допустимым периодом накопления (t_min=1 час);
• неконтролируемость технологического режима (затруднение замера фактического дебита и обводнённости скважин). Как следствие, возможна работа скважин данной категории со «слабой» подачей или без подачи, что может быть классифицировано как скрытый простой;
• дополнительные «вредные» пусковые нагрузки на редуктор и электродвигатель во время частых запусков снижают ресурс их работы;
• увеличение подземных ремонтов (примерно на 10 - 20%) из-за возможности запарафинивания насосов;
• возможность замерзания устьевого оборудования и выкидной линии в зимнее время (при температуре минус 30ºС в течение трёх часов).

Список литературы:

1. Отчёт института «ТатНИПИнефть» по теме «Анализ целесообразности периодической эксплуатации фонда скважин, оборудованных УШГН».  Бугульма, 2022г.
2. Хисамов Р.Т. Восстановление бездействующего фонда скважин на площадях Ромашкинского месторождения путем зарезки БС и БГС // Технологии ТЭК. – 2020. – No 3(июнь). – С. 31-35.
3. Закиров А.Ф. Эксплуатация малодебитных скважин. Технологии НГДУ «Альметьевнефть». Бугульма, 2019 г.