Советское нефтяное месторождение было открыто в 1962 году, а его промышленная разработка началась спустя четыре года, в 1966-м. Уже в следующем году стартовало эксплуатационное бурение основных объектов — БВ 8 и АВ 1 . Разработка месторождения ведется с применением фонтанного метода, электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых насосов (УСШН), при этом наиболее эффективными являются ЭЦН. Основными проблемами эксплуатации являются солеотложения, асфальто-смолисто-парафиновые отложения (АСПО) и механические примеси, вызывающие отказ оборудования.
Ключевые слова: Советское месторождение, добыча нефти, коэффициент извлечения нефти, обводненность, электроцентробежные насосы, солеотложения, АСПО, механические примеси.
В административном отношении Советское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и в Александровском районе Томской области, на расстоянии 700 километров к северу-западу от г. Томска. Начальные балансовые запасы нефти в категориях A+B+C1 составляют 573098 тыс. т, а в категории C2–10282 тыс. т. Из них извлекаемые запасы определены на уровне 248910 тыс. т для категории A+B+C1 и 3882 тыс. т для категории C2 [1].
По состоянию на 1 января 2022 года суммарная добыча нефти достигла 230095 тыс. тонн, а объем извлеченной жидкости составил 1080 467,1 тыс. тонн (рис. 1). На данный момент коэффициент извлечения нефти составляет 0,39 при утвержденном значении 0,41. Обводненность продукции достигла 96,1 %, а накопленный водонефтяной фактор — 3,3.
В процессе эксплуатации в пласт было закачано 1214 897,6 тыс. м 3 воды, что обеспечило накопленный уровень компенсации отборов закачкой на уровне 107,6 %.
На 1 января 2022 года эксплуатационный фонд Советского месторождения насчитывает 2269 скважин, из которых в работе находится 1608. Скважины разрабатываются с использованием фонтанного способа, установок электроцентробежных насосов и скважинных штанговых насосов. В механизированный фонд входят 1363 скважины с УЭЦН и 42 скважины с УСШН, а фонтанный фонд включает 203 скважины.
Наиболее эффективным методом эксплуатации скважин является использование ЭЦН. Этот метод демонстрирует высокую производительность, минимизируя обводненность продукции, а также обеспечивая наименьшие показатели забойного и пластового давлений. Среднее значение дебита нефти для ЭЦН составляет 23,4 т/сут, что значительно выше, чем у других методов. Кроме того, ЭЦН обеспечивает низкий уровень обводненности продукции (48,3 %). Значения текущего забойного давления (5,8 МПа) и пластового давления (23,1 МПа).
Рис. 1. Динамика основных технологических показателей разработки Советского месторождения
В 2021 году на Советском месторождении было зафиксировано всего 26 эксплуатационных отказов оборудования. При анализе причин отказов УЭЦН на Советском месторождении факторы, влияющие на работу УЭЦН (рис. 2):
– солеотложение;
– АСПО;
– механические примеси.
Рис.2 . Осложнения в работе механизированного фонда скважин Советского месторождения
Одним из существенных факторов, усложняющих ресурсы ЭЦН в скважине и отрицательно влияющих на продолжительность работы до отказа, является наличие солеотложений на ЭЦН [2]. Примерно 30 % отказов ЭЦН с износом аппаратов и засорением проточных элементов рабочих колес и направляющих агрегатов ЭЦН.
Нефти пластов АВ 1 , БВ 8 и ЮС 2 классифицируются как парафинистые, смолистые и сернистые. Для пластов ЮС 2 и БВ 8 характерна высокая смолистость, что может усложнять их переработку. Асфальтены наиболее высоки в пласте ЮС 2 , что также может увеличить сложность очистки и транспортировки.
Еще одной проблемой являются механические примеси. Скважины Советского месторождения характеризуются резкими колебаниями в содержании механических частиц в добываемой пластовой жидкости — от 45 мг/л до 460 мг/л. Высокое механическое содержание примесей предусматривает частые отключения насосного оборудования, что подтверждает два случая отказа ГНО в 2021 году.
Наиболее частые отказы оборудования связаны с солеотложениями (23 %), механическими примесями (8 %) и организационными проблемами (27 %). Основная доля отказов приходится на период наработки от 31 до 180 суток.
Борьба с осложнениями на месторождении позволила существенно улучшить показатели МРП. Для предотвращения солеотложений применяются постоянное дозирование ингибиторов и защитные покрытия для рабочих поверхностей насосов. Эти меры увеличили МРП с 280 до 430 суток, а в случае использования покрытий из жидкокристаллических полимеров — до 750 суток, что является наиболее эффективным результатом.
Для борьбы с механическими примесями внедрение фильтров и шламоуловителей увеличило МРП до 390 и 400 суток соответственно [3].
АСПО удаляют с помощью скребкования и промывки горячей нефтью. Эти методы позволили увеличить МРП до 330 и 380 суток соответственно, что подтверждает их эффективность.
Таким образом, наибольший эффект достигается за счет применения защитных покрытий, постоянного дозирования ингибиторов и использования фильтров, что позволяет значительно увеличить МРП и повысить надежность работы насосного оборудования УЭЦН.
Литература:
- Дополнение к технологическому проекту разработки Советского Нефтяного Месторождения ХМАО-Югра и Томской области. Том I, книга 7, глава 10 «Техника и технология добычи УВС» / АО «Томскнефть» ВНК, АО «ТомскНИПИнефть». Томск, 2016.
- Зейгман Ю. В., Колонских А. В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений //Сетевое издание «Нефтегазовое дело». — 2005. — №. 2.
- Камалетдинов Р. С. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями // Инженерная практика, 2010. № 02. С. 6–13.
