Мрп и сно что такое
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
МРП (межремонтный период)
Межремонтный период работы (МРП) является одним из основных показателей работы скважин, эксплуатируемых установками погружных центробежных электронасосов, который характеризует, прежде всего, технический уровень оборудования и качество его изготовления, а так же эксплуатационную надежность скважин, т.е. качество подготовки скважин и эксплуатацию оборудования УЭЦН в определенных геолого-физических условиях работы.
Под межремонтным периодом работы скважины или групп скважин понимают среднее время работы между двумя очередными подземными ремонтами, связанными с подъемом оборудования из скважин, при одном и том же способе эксплуатации или эксплуатации одним видом оборудования.
Порядок расчета межремонтного периода общего фонда действующих скважин одинаков, независимо от способа эксплуатации или вида эксплуатируемого оборудования, независимо от количества скважин, как в масштабе НГДУ, объединения, так и в целом по отрасли.
МРП работы скважин проводится, как правило, за скользящий год, т.е. помесячно за перемещающийся двенадцатимесячный период. Расчет МРП работы скважин может проводиться за любой расчетный период (месяц, квартал, полугодие, год).
При расчете межремонтного периода скважин, так же, как и при расчете ремонтного периода любого объекта или оборудования, пользуются формулой:
МРП – межремонтный период работы в сутках;
ТР –суммарное время фактической (от даты запуска до остановки) эксплуатации оборудования в скважине (группе скважин), сутки;
200 млн руб. экономии на ремонте: чем измеряет и как улучшает эффективность эксплуатации нефтяных скважин Салым Петролеум
По итогам 2017 года Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД) заняла 1-е место в рейтинге «Совершенствование и улучшение процессов добычи» концерна «Шелл». СПД стала лидером в категории «Оптимизация работы скважин, коллекторов и наземной инфраструктуры» с программой по улучшению мониторинга работы скважин. Это результат кропотливой и упорной работы. За год СПД сэкономила более 200 миллионов рублей на ремонте. Как измерять эффективность и двигаться к новым достижениям – в этой статье.
Благодарим Департамент внешних связей компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» за предоставление данного материала.
Неисправный насос требует замены. Это влечет финансовые и временные затраты. На протяжении времени ремонта скважина простаивает, компания недополучает нефть. СПД постоянно стремится к повышению эффективности в сфере управления добычей и оптимизацией работы скважин и наземной инфраструктуры (WRFM). Благодаря технологии «Умные месторождения» инженерам-аналитикам WRFM доступно максимум информации о состоянии скважин, в которых работают установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), а также о коллекторах, трубопроводах и других наземных объектах. Это позволяет не только управлять объектами инфраструктуры в режиме реального времени на основе поступающей и обрабатываемой информации, но и системно оценивать эффективность применяемой модели управления.
Установка электроцентробежного насоса – это комплекс оборудования для добычи пластовой жидкости. Он состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и наземной части, соединенных между собой погружным силовым кабелем. Погружная часть установки: насосный агрегат, состоящий из погружного электродвигателя (ПЭД), узла гидрозащиты, модуля приема жидкости, электроцентробежного насоса, обратного клапана, спускно- го (дренажного) клапана. Длина погружной части УЭЦН в собранном виде может достигать более 100 метров, подвеска НКТ – более 2000 метров. Частью погружного оборудования также является погруж- ной кабель (ПК), его длина зависит от глубины спуска погружной части УЭЦН.
Эффективность и надежность работы УЭЦН определяется по трем ключевым показателям:
В 2017 году СПД достигла рекордных показателей по всем трем ключевым критериям оценки эффективности и надежности работы УЭЦН. СНО выросла более чем на 20%, МРП увеличился на 25% по сравнению с прошлым годом, а КО составил 3%. Компания улучшила все три ключевых показателя, применив систему оптимизации каждого жизненного цикла УЭЦН (ESP Life Cycle Management). Система охватывает все этапы жизненного цикла этого оборудования, детально рассматривает каждый из них и помогает принять решения об усовершенствованиях.
УВЕЛИЧИВАЕМ СНО
Проанализировав причины отказов УЭЦН, в результате которых требуется подъем установки из скважины и ее замена, специалисты WRFM разработали и реализовали комплекс мер по уменьшению отказов, связанных с особенностями конструкции этого оборудования. В частности, был внесен ряд изменений в конструкцию насосной установки, увеличено число промежуточных подшипников в секциях насоса, увеличен номинальный напор УЭЦН, поднимающий жидкость из скважины. В результате теперь возможна эксплуатация УЭЦН на больших глубинах. Также улучшена гидрозащита, предохраняющая двигатель насоса от попадания пластовой воды, изменена технология закачки масла в двигатель, усилен контроль качества сборки ряда ответственных узлов двигателя. При спуске оборудования теперь применяется термостойкий погружной кабель.
Комплексные улучшения на первом этапе жизненного цикла УЭЦН – этапе разработки конструкции и подготовки дизайна – привели к росту показателя СНО: за год продолжительность работы установок до отказа выросла на 97 суток. СПД продолжает работать в направлении повышения надежности и безотказности насосов и продолжает масштабное внедрение инновационного энергоэффективного погружного оборудования. К концу 2017 года 125 из 700 добывающих скважин на Салымской группе месторождений оснащены инновационным энергоэффективным оборудованием.
НАРАЩИЦВАЕМ МРП
Помимо доработок конструкции насосного оборудования, компания реализует новые подходы к эксплуатации УЭЦН. Специалисты WRFM и отдела освоения и капитального ремонта скважин внесли ряд изменений в процесс подготовки оборудования к монтажу и в процесс самого монтажа. Они внедрили обновленную систему контроля проведения спускоподъемных операций и начали применять защитные устройства внутрискважинного оборудования для спуска УЭЦН в скважину. СПД значительно обновила действующие процедуры и разработала новые. Так, внесены изменения в процедуру проверки насосно-компрессорных труб перед их спуском и подъемом. Появилась инструкция по отбраковке труб, регламентирующая максимально допустимое количество спускоподъемных операции и срок эксплуатации труб. Такие нововведения способствовали повышению надежности насосного оборудования. Разработан новый регламент щадящего вывода скважин на стабильный режим работы после ремонтов, снижающий критическое воздействие на насосную установку после запуска.
С начала 2017 года СПД начала применять собственную методику оценки минимизации риска отказа УЭЦН, связанного с приведением текущих забойных давлений к целевым значениям. Благодаря такой методике все насосы приводятся к оптимальному режиму работы. В результате этих изменений на этапах вывода УЭЦН на стабильный режим работы и эксплуатации СПД увеличила показатель МРП. За 2017 год межремонтный период увеличился на 200 суток. Это значение является одним из самых высоких показателей среди дочерних компаний «Газпром нефть», использующих УЭЦН.
СНИЖАЕМ КО
КО – средний коэффициент отказности, третий из ключевых показателей эффективности и надежности работы УЭЦН. По состоянию на ноябрь 2017 года количество отказов УЭЦН уменьшилось на 50. За год КО составил 3% и позволил компании сэкономить более 200 миллионов рублей на ремонте УЭЦН и связанных с ним спускоподъемных операциях.
Мероприятия по оптимизации работы УЭЦН, реализованные на Салымской группе месторождений, показали свою высокую эффективность на текущем этапе. СПД намерена и в дальнейшем удерживать показатели эффективности работы УЭЦН на высоком уровне, ведь успешное выполнение компанией плана по добыче во многом зависит именно от эффективного управления добычей и оптимизацией работы скважин и наземной инфраструктуры.
Эндрю Мабиан, заместитель директора производственного департамента: «Сегодняшние рекордные показатели в сфере управления добычей и оптимизацией работы скважин и наземной инфраструктуры достигнуты благодаря настоящей командной работе специалистов многих подразделений компании: тех, кто обеспечивает корректный выбор насосного оборудования и оптимизацию его работы, тех, кто отвечает за его закупку, своевременную поставку, монтаж и запуск в эксплуатацию, и, конечно, тех, кто обеспечивает грамотное планирование и проведение геолого-технических мероприятий на скважинах, а также многих других, выполняющих сопутствующие работы. Именно такой подход лежит в основе производственной эффективности нашей компании».
Опыт работы с осложненным фондом скважин на месторождениях ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
К осложненному фонду в ООО «РН-Пурнефтегаз» относится 88% скважин, большинство из которых испытывают воздействие целого комплекса осложняющих факторов, что осложняет выбор метода защиты. Свой вклад также вносят климатические и геологические особенности разработки лицензионных участков Компании.
В предлагаемой Вашему вниманию статье анализируется эффективность применения за прошедшие годы значительного числа физических, химических и методологических способов борьбы с осложнениями. Благодаря проведенной в этом направлении работе за последние пять лет нам удалось существенно повысить СНО оборудования скважин.
ООО «РН-Пурнефтегаз» осуществляет свою деятельность на лицензионных участках ОАО «НК «Роснефть», расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе. Увеличение добычи углеводородов, в том числе за счет ввода новых скважин из бурения, выполнения программы ГТМ, использования современных технологий и модернизации и обновления производства — приоритетное направление деятельности
Общества. Основная же задача отдела по работе с механизированным фондом заключается в увеличении наработки на отказ добывающего оборудования действующего фонда скважин.
Таблица 1. Динамика отказов 
Рис. 1. Динамика действующего фонда скважин
С 2008 по сентябрь 2012 года действующий фонд скважин Компании сократился на 17% за счет уменьшения числа скважин, оборудованных УШГН. В то же время фонд скважин, эксплуатируемых УЭЦН, вырос на 17% и в сентябре 2012 года составлял 1538 скважин (рис. 1). Такое сокращение фонда УШГН обусловлено проведением программы ГТМ (ИДН, ГРП, ОПЗ) с последующей сменой способа эксплуатации (на УЭЦН переведено около 50% скважин), а также переводом части скважин в фонд ППД (10%), остановкой по причине высокой обводненности (20%) или выводом в бездействие (20%).
При росте числа скважин, оборудованных УЭЦН, отмечается тенденция снижения количества отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток (преждевременный отказ). За 2012 год ожидается 559 отказов скважин с наработкой до 180 суток, что в 1,9 раз меньше чем в 2008 году.
ОСОБЕННОСТИ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА
Всего 12% скважин действующего фонда УЭЦН не подвержены повышенному влиянию осложняющих факторов. Наиболее часто встречаемый вид осложнений — мехпримеси, избыточное содержание которых приводит к отказам погружного оборудования из-за засорения и износа рабочих органов. На долю осложненных мехпримесями скважин по состоянию на сентябрь 2012 года приходилось 67% всего действующего фонда, или 1026 скважин. Всего с 2008 года по сентябрь 2012 года на действующем фонде «РН-Пурнефтегаза» произошел 1181 отказ ГНО по причине засорения (табл. 2, 3). При этом за последние пять лет нам удалось сократить число отказов по этой причине в 3,5 раза (в 2012 году планируется не выйти за пределы 120 отказов).
Таблица 2. Динамика действующего фонда по видам осложнений 
Таблица 3. Динамика отказов ГНО в связи с осложнениями
С случае более 90% скважин осложненного фонда осложнения носят смешанный характер. Так, фонд, осложненный мехпримесями, включает 24,5% скважин, осложненных АСПО, 24% — солеотложениями, 14,5% — коррозией и 9% скважин, осложненных высоким Гф. Такая ситуация обуславливает дополнительные проблемы при работе с фондом, так как защита должна осуществляться комплексно в зависимости от степени смешанности осложнений каждой конкретной скважины.
Рис. 2. Технологии для предупреждения и борьбы с осложнениями
На рис. 2 представлены методы защиты от наиболее распространенных типов осложнений в ООО «РН-Пурнефтегаз».
МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ
Технологии защиты от мехпримесей условно можно разделить на химические и механические. К химическим методам относятся ОПЗ по технологии «ЛИНК», а также применение УДЭ для закачки ингибитора солеотложений.
Сущность технологии «ЛИНК» заключается в частичном заполнении межзернового пространства отверждаемой смолой за счет размазывания ее гидрофобной жидкостью. В результате реакции введенных реагентов выделяется газ, за счет чего повышается адгезия пленки смолы к минеральным зернам, а при перепаде давления происходит образование пористой структуры.
С 2008 по 2012 год мы выполнили 91 скважино-операцию по этой технологии, в результате чего СНО выросла в 2,6 раза, а более чем двукратного уменьшения КВЧ удалось добиться без снижения продуктивности скважин (рис. 3).
Рис. 3. Результаты внедрения технологии «ЛИНК»
Второй химической метод — закачка ингибиторов солеотложения через УДЭ — стал применяться после выявления в минералогических анализах составов отложений с рабочих органов УЭЦН кальцитов в объеме до 15%. В настоящее время УДЭ оборудовано 20 скважин. В результате наработка также увеличилась более чем в два раза.
Механические методы защиты, применяемые на осложненным фонде предприятия, включают переход на высоконапорные УЭЦН, использование пусковых муфт и верхних шламоуловителей в комплекте с высокогерметичными клапанами КМ.
Рис. 4. Результаты внедрения высоконапорных УЭЦН
Внедрение с 2008 года высоконапорных УЭЦН, помимо уменьшения абразивного износа рабочих органов за счет снижения скорости их вращения, обеспечило средний прирост дебита нефти в 4 т/сут. Например, внедрение высоконапорных ЭЦН в 2011–2012годы позволило увеличить СНО на 32 сут, а на данный момент средняя текущая наработка составляет 132 сут (рис. 4, а). При этом потребляемая мощность высоконапорной УЭЦН сопоставима с потребляемой мощностью УЭЦН обычного напора (рис. 4, б).
Применение пусковых муфт позволяет облегчить запуск ПЭД и снизить пусковые токи. Муфта устанавливается между ГЗ и ПЭД. Конструкция муфты при запуске ЭЦН позволяет редуцировать момент сопротивления на его валу до 10 раз, что кратно снижает пусковой крутящий момент на валу ПЭД и, как следствие, пусковые токи. За 2010–2012 годы пусковая муфта была внедрена в 17 скважинах, в результате число остановок по причине ЗП и по «клину» ГНО сократилось в 2,7 раза. Успешность запусков без технологических обработок составляет 78% (рис. 5). Для мобильного расклинивания ЭЦН мы применяем мобильный ЧРП SpeedStar. За 10 месяцев 2012 года было проведено 417 скважино-операций с коэффициентом успешности 84,4%.
Рис. 5. Результаты внедрения пусковых муфт
С начала внедрения верхних шламоуловителей в комплекте с высокогерметичными клапанами прирост наработки составил порядка 45 сут, в то время как применение фильтров МВФ-5, ШУМ-5, ЖНШ было малоэффективно. Применение данного оборудования позволило сократить отказы из-за слома вала при остановках насосов. Кроме того, данный тип шламоуловителей отличают простота конструкции, возможность изготавливать собственными силами и низкая стоимость.
Применяются двух типоразмеров: ШУ73 до 370 м3 /сут и ШУ89 от 370 до 480 м 3 /сут.
КОРРОЗИЯ ВСО
Снижение отказов по причине коррозии УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз» обусловлено применением в скважинах оборудования в антикоррозионном исполнении совместно с центраторами анодной защиты. За 2008–2012 годы число отказов по этой причине удалось сократить в три раза (69 против 23).
С января 2012 года на базе ПГБ ООО «ЮАС» на погружные узлы УЭЦН методом газопламенного напыления наносится монельное покрытие. За 10 месяцев было обработано и спущено в скважины коррозионного фонда 382 установки. До внедрения этого метода защиты по данным скважинам было зафиксировано 118 отказов по причине коррозии УЭЦН, СНО составляла 105 сут. За весь период внедрения зафиксировано 10 отказов по той же причине.
Кроме нанесения монельного покрытия, для защиты от коррозии ГНО применяется протекторная защита, которая представляет собой разновидность катодной защиты. Основные принципы работы такой защиты следующие: к защищаемой конструкции присоединяют элемент, изготовленный из более электроотрицательного металла, который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения протектора его необходимо заменить. Протектор работает эффективно, если переходное сопротивление между ним и окружающей средой невелико.
Рис. 6. Результаты внедрения хромированных (Cr13%) НКТ 
Рис. 7. Результаты внедрения и стеклопластиковых НКТ 
Рис. 8. Закачка ингибиторов коррозии через УДЭ, 69 скважин
Для того чтобы предотвратить коррозию НКТ, мы постепенно переходим на внедрение хромированных (Cr13%) труб в скважинах с повышенной агрессивностью среды. С середины 2009 года мы приступили к внедрению хромированных НКТ группы прочности L80-Cr13 производства китайских и японских компаний и получили высокие показатели СНО (рис. 6). Однако высокая стоимость таких туб (более чем в 3 раза дороже НКТ в обычном исполнении) серьезно ограничивает масштабы внедрения. Кроме того, необходимо применять специальные переводники для исключения контакта хромированной трубы с железо- содержащими металлами (подвесные патрубки, ловильные головки УЭЦН).
Также на предприятии проводятся испытания стеклопластиковых НКТ. Так, за период с июня по октябрь 2012 года в пять скважин, ранее отказавших по причине коррозии НКТ, были спущены 73-мм стеклопластиковые НКТ производства фирмы «ФаберГлассРус». В результате наработка увеличилась с 74 до 108 сут и продолжает расти (рис. 7).
В настоящее время на скважине №3201 куста 48 Барсуковского месторождения проводятся ОПИ внутритрубного протектора (ВПК), который предназначен для снижения скорости коррозии в НКТ и лифтовых соединениях, где в обычных условиях коррозионные процессы протекают наиболее интенсивно. Процесс основан на превращении анодной зоны муфтовых соединений в катодную посредством установки протекторов, выполненных из сплавов цветных металлов. При этом роль анода выполняют протекторы, отвлекая на себя процесс электрохимической коррозии. До внедрения ВПК-73 по скважине было зафиксировано два отказа из-за коррозии НКТ, а СНО составляла 131 сут. На 12.11.2012 г. текущая наработка по скважине составляла 274 сут.
Кроме того, для борьбы с коррозией ВСО мы применяем и химические методы. В настоящее время 69 скважин коррозионного фонда оборудованы УДЭ для закачки ингибитора коррозии. В 34 скважинах применяем ингибитор «КорМастер 1035» производства «Мастер Кемикалз», а в 35 — Сонкор 9022б производства ЗАО «Опытный завод Нефтехим». Результаты внедрения данного вида защиты приведены на рис. 8.
СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
Для защиты скважин от солеотложений мы также применяем ингибиторную защиту (рис. 10). На сегодняшний день через УДЭ ингибиторами солеотложений обрабатываются 247 скважин. В результате наработка была увеличена в 2,1 раза. Основной реагент — «Инфор-1», но при необходимости мы можем применять ингибиторы «Инсан», «Солмастер» и «Акватек». Опыт применения ФЛЭК-5 был неудачным: данный тип ингибитора не подходит для наших климатических условий и в зимний период замерзает.
Помимо подачи реагентов через УДЭ, мы проводим ОПЗ ингибиторами солеотложений. С 2008 по 2011 год проведено 56 таких ОПЗ, из которых 20% пришлось на мини-задавки при тяжелых растворах глушения. За счет применения блокирующего состава «БСГ-Галит» удалось сократить число преждевременных отказов ЭПО до минимума. Эффективность применения данных блок-пачек кратно повышается при отсутствии в плане ТКРС работ с пластом.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ
Подводя итоги, отметим, что все перечисленные технологии позволили увеличить МРП работы скважин фонда УЭЦН в 1,7 раз (рис. 9) и сократить число скважин ЧРФ в пять раз (табл. 4).
Таблица 4. Динамика отказов скважин ЧРФ
Для увеличения СНО и МРП в ООО «РН-Пурнефтегаз» на 2013 год запланированы следующие мероприятия:
Экспертный подход к механизированной добыче
В России сосредоточены крупнейшие запасы нефти, ее добыча растёт и уже превышен психологический порог в 550 млн. тонн. Это стало возможно благодаря тем мерам по стимулированию нефтяной отрасли, которые были предприняты в последнее время государством – считает заместитель директора департамента добычи и транспортировки нефти и газа Минэнерго России Андрей Васильевич Терешок, рассказавший об основных тенденциях нефтегазовой отрасли и мерах господдержки добычи ТрИЗ.
Среди основных мер государственного стимулирования нефтедобычи докладчик отметил ряд принятых инициатив: меры поддержки добычи в Восточной Сибири, льготы по НДПИ, по экспортной пошлине, уникальный налоговый режим для шельфовых месторождений с либеральными ставками, а также систему поддержки добычи трудноизвлекаемой нефти.
В последнее время государство особенно стимулирует геологоразведку. В рамках поддержки введен особый коэффициент по налогу на прибыль, на затраты, связанные с геологоразведкой на континентальном шельфе, (в будущем планируется распространять эту меру на он-шорные месторождения) и увеличивать коэффициент по континентальному шельфу, поскольку текущий уровень коэффициента относительно низкий и не создаёт достаточно стимулов – отметил А. Терешок.
Спикер акцентировал внимание на том, что по стимулированию добычи нефти в конце 2018 г. была принята дорожная карта, состоящая из нескольких разделов: первый основан на проведении инвентаризация всех основных месторождений с совокупном объёмом запасов боле 5 млн тонн на предмет их экономической рентабельности. Работа должна завершиться к лету текущего года, а по результатам будет проведён перечень всех основных объектов разработки и дана оценка их экономической рентабельности. На втором этапе будут подбираться конкретные налоговые механизмы, чтобы максимально нивелировать разницу между технологически достижимым и экономически обоснованным профилем. Также будет проводиться работа, связанная с поддержкой добычи нефти в Западной Сибири. Сегодня все говорят о малой рентабельности их разработки, но мало кто обращает внимание на их главный плюс, который заключается в том, что они находятся в регионе с развитой инфраструктурой. Запасы там достаточно велики, но необходимость дополнительного бурения в текущих налоговых условиях низкая, поэтому создание дополнительных стимулов позволит нарастить добычу и повысить уровень инвестиций.
Говоря о перспективах А. Терешок подчеркнул, что будет продолжена работа по созданию стимулов для геологоразведки, обсуждается вопрос расширения сферы действия НДД. Кроме того, планируется создать более справедливую систему налоговых льгот для Восточной Сибири. На настоящий момент льгота по НДПИ для региона отсчитывается от даты выдачи лицензии – это несправедливо, поскольку с выдачи лицензий до момента ввода месторождения в промышленную разработку проходят минимум 4, а то 7 лет. Соответственно, эффективный период льготы теряется и по сути, выходя на промышленную добычу, когда идёт активное разбуривание месторождения, компания лишается льготы по НДПИ. Докладчик отметил, что в министерстве планируют внести изменения в налоговый кодекс с тем, чтобы даты отсчёта действия льготы по НДПИ для новых регионов добычи начинались с момента достижения промышленной добычи, т.е. от одного процента выработанности, как это уже сделано для некоторых шельфовых месторождений.
Отдельно была отмечена необходимость создания стимулов для применения методов увеличения нефтеотдачи. Применение МУН резко увеличивает себестоимость, особенно на начальном этапе пока технологии не отработаны. Дальнейшее их тиражирование должно быть увязано с тем, что будут предоставляться определённые налоговые послабления. Механизм администрирования пока до конца не понятен, но ключевой момент в том, что вся дополнительная добыча, получаемая с применением этих методов, должна облагаться по пониженной ставки НДПИ.
Отдельно остановившись на стимулировании добычи на малых месторождениях, спикер обозначил две проблемы. Во-первых, льгота для месторождений с запасами менее 5 млн тонн есть в настоящее время в налоговом кодексе. Но 5 млн тонн определяется на конкретную дату, поэту есть месторождения, которые по факту не получают эту льготу. Во-вторых, к малым можно отнести и месторождения в 10 и 15 млн тонн на начальных извлекаемых запасах.
Выступление вызвало много вопросов. Председатель Экспертного совета по механизированной добыче нефти Р.С. Камалетдинов заинтересовался показателями удельного энергопотребления по нефтяным компаниям и попросил уточнить, есть ли возможность расширить список сводок ЦДУ ТЭК.
— По высоковязким нефтям есть льготы по НДПИ, льгота по экспортной пошлине для нефти вязкостью свыше 10000 мПа. В рамках нашей работы эти залежи попадут в период инвентаризации.
Были вопросы, касающиеся того, изменится ли политика государства в отношении добычи сланцевой нефти?
Начиная с 2007 года добыча нефти в России увеличилась до 517 миллионов 483 тыс. тонн. За последний год прирост составил 1,7%. Достигнуто увеличение добычи нефти за последние 5 лет компанией Роснефть, Газпромнефть, Татнефть, Башнефть. Снизили добычу жидких углеводородов за последние 5 лет в компаниях Лукойл, Сургетенфтегаз, Славнефть, и Руснефть.
Общий фонд скважин, дающих продукцию за последние 11 лет вырос на 18%.
Спикер привел интересные данные по фонду нефтяных скважин.
Так, количество скважин, оборудованных УЭЦН за 11 лет вырос на 55%. Дающий фонд УШГН на начало 2008 года составлял 57393 скважины. Если 10 лет назад УЭЦН занимали 51 % фонда, то сейчас эта цифра выросла до 67%. Эта долговременная тенденция вызвана необходимостью обеспечить максимальные отборы скважин. Сегодня УЭЦН добывается 81 % нефти от общего объёма добычи.
Рассматривая фонд скважин дающих продукцию по крупным нефтяным компаниям на начало текущего года, докладчик отметил, что дающий фонд скважин, оборудованных УЭЦН в Роснефти на начало года составлял 38 303 или 37%. По Сургетнефтегазу – 25 626 скважин или 20%, ПАО Лукойл – 19499 19%, Газпромнефть – 7350 (7%), Татнефть – 4285, Славнефть – 3687, Руснефть – 1796 скважин. Фонд скважин оборудованных УШГН: Татнефть – 15850 (35%), Роснефть – 14753 (32%), Лукойл – 7214 (16%), Сургутнефтегаз 1446 (3%).
МРП по УШГН на начало года достигнут Башнефтью – 1126 суток, далее Татнефть – 1109, Лукойл – 813, Роснефть – 747, Сургутнефтегаз – 525, Руснефть – 469 и Славнефть – 247 суток.
Рассматривая мировой рынок добычи, докладчик проанализировал динамику его сегментов. Так, в 2007 г. общий мировой рынок сервиса составлял 276 млрд долл. В 2008 г. он увеличился до 324 млрд долл. В годы кризиса происходит снижение на 16%, после чего наблюдается значительный рост до 464 млрд в 2014 году. Кризис 2015 года приводит к падению на 28 % (до 336 млрд), в следующем году падение продолжилось и достигло 33%, в 2017 году относительно 2016 г. был прирост на 5%, а в 2018 г. увеличение на 10 %.
Отметив, что в 2009 г. российский рынок сервиса занимает 5% мирового, более подробно Р. Камалетдинов остановился на сегменте механизированной добычи. В 2007 г. рынок составил 6 млдр 240 млн. долл, в 2008 г. он вырос на растём на 23 %, максимума рынок достигает в 2014 году и составляет 15 млрд 293 млн. после чего пошло снижение в 2015 году на 27 %, в 2016 г. ещё на 28%, в 2017 г. увеличение на 9%, в 2018 увеличение на 13% до 9 млрд 920 млн. долл.
Подводя итог, Р. Камалетдинов делает вывод о том, что сегодня можно прогнозировать существенные изменения рынка механизированной добычи в ближайшие годы. Но для безусловного выполнения государственной стратегии по развитию программы ТЭК России необходимо изменить подходы к регулированию и функционировании сервисного рынка механизированной добычи.
Технологии и оборудование
Доклады второй сессии были посвящены новым технологиям и оборудованию.
Начальник центральной службы сопровождения ПАО «Сургутнефтегаз» Кириченко Владислав Викторович рассказал о эксплуатации УЭЦН малодебитного фонда скважин компании. Он отметил, что ежегодный рост фонда скважин, оборудованный УЭЦН, составляет до 4%, а ежегодный рост малодебитного фонда – до 8%. В качестве путей решения по увеличению эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин с УЭЦН докладчик называет: конструктивное усовершенствование оборудования, организационные решения и поиск альтернативного УЭЦН оборудования.
Подробнее спикер остановился на эксплуатации УЭЦН на фонде скважин Октябрьского района, где добыча осложнена повышенной пластовой температурой и интенсивным солеотложением. В целях повышения эксплуатационных показателей с 2015 года производится 100% комплектация термостойким оборудованием и оборудованием с повышенной износостойкостью, что позволило сформировать положительную динамику наработки УЭЦН.
С 2017 г. оборудование повышенной надёжности стало применяться на других месторождениях осложнённого фонда скважин компании. Объем внедрения оборудования повышенной надёжности за 2018 г. достиг 5480 единиц в зависимости от осложняющих факторов или около 12,5% от годового объёма монтажей – рассказал В. Кириченко
Он также отметил, что в компании работает служба сопровождения эксплуатации при ЦБПО ЭПУ, которая контролирует эксплуатацию ЭПУ, выдает рекомендации службам НГДУ по текущей эксплуатации, анализирует причины отказов и риски осложнений при эксплуатации УЭЦН, а также разрабатывает специальные варианты комплектаций УЭЦН.
В условиях стопроцентного охвата механизированного фонда скважин системой телемеханики и дистанционного управления осуществляется мониторинг эксплуатационных параметров УЭЦН. С 2017 г. в компании введена в промышленную эксплуатацию программа «Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов». Своевременная реакция на изменение условий эксплуатации УЭЦН позволяет предотвратить отказ оборудования. За 2018 г. на целевом фонде скважин, количеством более 6000 выявлено и устранено более 900 отклонений, создающих риск преждевременного отказа оборудования.
Об итогах работы механизированного фонда скважин АО «Зарубежнефть» за 2018 год
Рассказал заместитель начальника отдела добычи нефти и газа Саломов Искандер Пулатович.
Говоря о показателях работы механизированного фонда ООО «СК «Русвьетпетро» он отметил, что за скользящий год на 01.01.2019 произошло 46 отказов ГНО. Основная доля отказов приходится на снижение сопротивления изоляции (R-0) и проведение ППР по 14 отказов. Рост проведения ГТМ ППР связан со старением фонда, средняя наработка составляет 2035 суток. Основные потенциальные проблемные области – это борьба с осложнениями: АСПО, недостаточный приток, вязкость, солеотложения, а также оптимизация глубины спуска УЭЦН. Рассматривая показатели ООО «Зарубежнефть-Добыча Харьяга», докладчик отметил, что в целом наблюдается снижение среднего забойного давления и динамического уровня, что обусловлено естественным истощением пластов. За 2018 г. наблюдается положительная динамика показателей работы механизированного фонда, выполнен показатель МРП, что связано со снижением количества отказов за скользящий год. Анализ работы механизированного фонда ООО «Зарубежнефть-Добыча Самара» показывает, что стабилизация средних дебитов по нефти и жидкости обусловлена вводом новых скважин № 3П Пашкинского м-р (АО «Оренбургнефтеотдача»), № 2 Р Нижнемазинского м-р (АО «Ульяновскнефтегаз»).
Режимы работы скважин характеризуются низкими забойными давлениями.
Третья сессия была посвящена новым разработкам, появившимся у производителей оборудования. О своих новинках рассказали представители ведущих игроков отрасли. С докладом об опыте эксплуатации гидрозащиты нового поколения с динамическим лабиринтом
выступил начальник отдела разработок АО «РИМЕРА» Трулев Алексей Владимирович. О новых технологиях НПФ «Пакер» рассказал руководитель центральной инженерной технологической службы ООО НПФ «Пакер», Змеу Артем Александрович.
В рамках сессии также прозвучал доклад начальника бюро Департамента инновационных разработок АО «Новомет-Пермь». Михаил Васильевич Паначев, рассказал об объемных насосах «Новомет» для добычи вязкой нефти.
При эксплуатации ШГН следует учитывать ряд проблем и ограничений, к которым, в первую очередь следует отнести высокие капитальные затраты и длительный срок обустройства новой скважины, сложный монтаж наземного оборудования, ограниченные по глубине спуска и кривизне скважины, истирания НКТ штангами, недостаточную надёжность клапанных пар, ограничения по температуре и содержанию газа. Возникает необходимость подбирать материалы резины и зазор между ротором и статором к конкретной скважинной жидкости – рассказал спикер.
Для добычи вязкой нефти компания разработала новую конструкцию объемного насоса пластинчатого типа, позволяющего заменить винтовые насосы с верхним приводом. Оборудование уже было применено на Восточно-Мессояхском месторождении, осложненном большим количеством механических примесей.
О перспективах увеличения ресурса высокооборотных погружных насосов рассказал к.т.н. Смирнов Николай Иванович, ведущий научный сотрудник ИМАШ им. А.А. Благонравова РАН.
Завершающим этапом конференции стал круглый стол «Инновации в нефтедобыче», в котором приняли участие Олег Перцовский (Сколково), Данила Шапошников (венчурный фонд PhystechVentures), Константин Надененко (венчурный фонд «Лидер»), Нина Феодосиади (Акселератор Уральского федерального университета), Андрей Кузнецов (инноватор).
Участники обсудили проблемы венчурных фондов, инвестиций в новые проекты, а также пути их решения. Так, Д. Шапошников в качестве одной из основной проблемы обозначил отсутствие инвестиционных денег, объясняя это тем, что нефтегазовые компании не инвестируют в новые технологии, а дают только заказной НИОКР, при этом технология остается внутри компании. У большинства мейджоров есть свои корпоративные фонды: BP, Total и т.д. Надо смотреть на опыт зарубежных коллег – предложил спикер, отметив также, что опытно-промышленные введения идут долго из-за бюрократических проволочек. Тем не менее, за последние годы улучшилась ситуация: нефтегазовые компании начали более активно изучать новые технологии.
Несколько иную точку зрения озвучил К. Надененко, который считает, что ключевая проблема отраслевых инвестиций заключается не в том, что не хватает денег, а в отсутствии проектов, которые можно вынести на суд внешних инвесторов. В настоящее время венчурный фонд «Лидер» запускает новый проект совместно с китайской управляющей компанией, цель которого в инвестировании выхода российских технологий на китайский рынок.
Конференция проходила три дня, в ходе которых участники сессий обсудили вопросы, касающиеся энергосберегающих и цифровых технологий, вопросы, связанные с осложненными условиями эксплуатации, а также провели двадцать первое совещание экспертного совета по механизированной добыче нефти. Подробнее об этом мы расскажем в следующих номерах.