Анализ технико-экономических показателей установок для ремонта скважин

© Л.А. Гаврилова, 2002

УДК 622.233.002.5

Л.А. Гаврилова

АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УСТАНОВОК ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

ИЭВйтие экономики во многом зависит от состояния и темпов роста энергетической базы.

Нефтегазовая промышленность является одним из наиболее крупных поставщиков топлива различных видов и сырьевых ресурсов. Россия до сих пор удерживает первое место в мире по суммарной добыче нефти и газа. У нас сосредоточено 13% мировых запасов нефти и более 36 % запасов природного газа.

С возникновением общеэкономического кризиса стали проявляться серьезные негативные трансформации в топливноэнергетическом комплексе (ТЭК). Добыча нефти снизилась более чем в 2 раза и в 1998 г. составила 302,9 млн т нефти. Объем бурения также резко снизился. В 1998 году в России пробурено около 5,5 млн м эксплуатационных и разведочных скважин, что на 3,0 млн м меньше, чем в 1997 году, и почти в 9 раз ниже уровня максимальной проходки, достигнутой в 1988 году. Снижение объемов буровых работ сопровождалось катастрофическим снижением буровых мощностей, работающих в отрасли. Замедлились темпы ввода в разработку и обустройства новых месторождений. Из-за отсутствия технических средств простаивает большое количество скважин, а в действующих скважинах не обеспечиваются требуемые режимы эксплуатации. Технико-

экономический уровень работ, связанных со строительством нефтяных и газовых скважин, за последние годы не только не повысился, но вследствие общего экономического кризиса ухудшился и по ряду показателей продолжает уступать мировым достижениям [1].

В условиях повсеместного падения объемов бурения единственная компания - ОАО «Сургутнефтегаз» работает эффективно с полной загрузкой буровиков. За 1998 г. здесь пробурено в эксплуатационном бурении 1423 тыс. м и в разведочном - 158 тыс. м, построено 80 горизонтальных скважин. В 2000 г. в Западной Сибири наконец преодолена тенденция падения добычи нефти и наметился ее рост. Это было обеспечено главным образом за счет значительного улучшения использования фонда скважин и организации труда, внедрения новой техники и технологии добычи нефти, современных методов повышения нефтеотдачи пластов.

В прогнозах нефти приняты следующие условия [2]:

• ввод в эксплуатацию новых нефтяных месторождений;

• ввод в эксплуатацию всех бездействующих и законсервированных скважин;

• увеличение объемов эксплуатационного бурения при общем объеме проходки 7 млн м;

• ввод в эксплуатацию новых скважин;

• дальнейшее расширение масштабов применения современных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Необходимо отметить следующие перспективы развития бурения:

• расширение объемов горизонтального бурения (дебит горизонтальных скважин в 3 - 10 раз превышает дебит вертикальных и наклонно-направленных скважин);

• восстановление старого эксплуатационного фонда путем зарезки горизонтальных стволов из старого фонда. Известно, что сегодня простаивают тысячи скважин по причине их обвод-

ненности, аварийности, малого дебита. Это направление экономически целесообразнее строительства новых скважин;

• разветвленно-горизон-тальное бурение.

Сегодня эффективность технологии строительства скважин определяют такие показатели, как отношение фактического дебита добывающей скважины к потенциально возможному в данных геолого-технических условиях и стоимости метра проходки.

Поскольку заказчиками буровых работ в нашей стране стали нефтяные и газодобывающие компании, то, естественно, указанные выше показатели стали определяющими, так как эти показатели решающим образом определяют важнейший экономический показатель всего процесса нефтедобычи - себестоимость тонны добытой продукции.

Реальный переход к оценке эффективности строительства скважины на основании величины себестоимости добытой нефти или газа в настоящее время является главной и качественной отличительной особенностью современного этапа бурения на нефть и газ в нашей стране.

Такие преобразования кардинально изменили всю систему оценки буровых работ и выдвинули на передний план проблемы повышения качества заканчивания скважин, начиная от подготовки к первичному вскрытию продуктивного пласта и кончая заключительными работами по вызову притока запланированного флюида из скважины.

Настала экономическая необходимость заинтересовывать буровые подрядные организации применять самую современную технику и технологию строительства скважин, способную обеспечить максимальную эффективность и качество нефтедобычи на эксплуатационном и разведочном бурении [2].

Горизонтальное, в том числе бурение разветвленных горизонтальных скважин, - одно из важнейших наиболее перспективных стратегических направлений развития бурения. Этот вид бурения требует качественно иного подхо-

да к его проектированию и технической реализации. Для получения максимального эффекта от капиталовложений в горизонтальное бурение следует рассматривать его как составную часть новой технологической стратегии добычи нефти на месторождении, особенно на месторождении с трудноизвлекаемыми запасами, со сложной геологической структурой месторождения.

Важнейшим обоснованием для применения технологии горизонтального бурения считают:

• экономическую необходимость;

• повышение дебита скважины;

• повышение нефтеотдачи и извлекаемых запасов;

• снижение затрат на разработку и стоимости эксплуатации;

• увеличение сроков службы старых месторождений;

• сокращение затрат на разведку и разработку месторождения.

Восстановление дебита скважин бездействующего фонда или малодебитных скважин путем от-бурки вторых стволов относится к службе капитального ремонта и осуществляется установками для капитального ремонта скважин. Глубины отбурки вторых стволов находятся в интервале 1200-1500 м. Кроме того, возрастают глубины эксплуатационного бурения, а значит и скважин эксплуатационного фонда. Это влечет за собой увеличение глубин подвески насосного оборудования. Наиболее распространенная глубина подвески насосного оборудования в скважинах - до 1500 м, глубина подвески насосно-компрес-сорных труб в фонтанных и компрессорных скважинах достигает 3600 м. Наибольшее число ремонтов приходится на скважины, оборудованные насосами, а из числа насосных скважин - на скважины, оборудованных штанговыми глубинными насосами (до 60 %).

В связи с повышающимися требованиями к качеству работ, связанных с восстановлением скважин, и применением новых технологий возрастают требования к установкам для ремонта

скважин грузоподъемностью 60, 80 и 100 т.

Изменение технологии проведения ремонта требует совершенствования буровых установок, оборудования, связанного с выполнением технологических функций.

Старение фонда скважин, тяжелые горно-геологические условия ведения работ приводят к частому выходу скважин из эксплуатации, их простоям в ожидании ремонта и в процессе его проведения. На сегодняшний день фонд простаивающих скважин составляет 35035 шт. Планируется ежегодный ввод в эксплуатацию путем забурива-ния дополнительных стволов от 5 до 15 % бездействующих

скважин, причем забуривание дополнительного ствола из одной скважины в среднем занимает 65 суток. Переход на эксплуатацию более глубоких скважин влечет за собой рост трудоемкости ремонтов. Следствие этих факторов - увеличение времени простоев скважин в ремонте.

Модернизация оборудования заключается в техническом совершенствовании действующего оборудования в соответствии с современными требованиями путем конструктивного улучшения приспособлений. Модернизация оборудования часто позволяет при относительно небольших затратах повысить эксплуатационные показатели машин и удлинить экономически целесообразный срок использования основных фондов. Она способствует интенсификации технологических режимов, повышению уровня механизации и автоматизации, улучшению экономических показателей.

Время, затрачиваемое на ремонтные работы, составляет 1,7 % от общего календарного фонда времени работы скважины. Исследования простоев скважин по организационным причинам показывают, что свыше 60 % их приходится на ожидание бригад текущего и капитального ремонта.

Главная задача капитального ремонта - это эффективное ис-

пользование уже созданного эксплуатационного фонда скважин, повышение уровня использования скважин путем удлинения межремонтного периода работы скважин, ускорение процесса ремонта скважин.

Существующие отечественные установки представляют собой агрегатированные подъемники, оснащенные ротором, вертлюгом, насосами и циркуляционной системой для промывки скважин.

При выборе установки традиционно руководствуются ее грузоподъемностью и наличием у буровой достаточной мощности для проведения необходимых работ.

Для повышения техникоэкономических показателей проведения ремонта скважин и осуществления горизонтального бурения в числе других требований к установке отмечаются следующие [3]:

• удобство работы с бурильными и обсадными трубами и хвостовиками;

• тип и число буровых насосов должны обеспечивать требования к промывке скважины и работу с используемыми буровыми растворами;

• следует применять верхний привод; вышка должна допускать использование верхнего привода;

• следует оценить максимальные и минимальные требования к установленной мощности, особенно учитывая режим расширения скважины снизу вверх;

• следует проверить коэффициент использования установленной мощности, в том числе оценить фактическую электрическую мощность и потери энергии в спускоподъемном комплексе, гидравлической системе, роторе и других механических системах;

• при бурении горизонтальных скважин буровые установки должны иметь достаточный запас мощности, производительности буровых насосов и прочности, чтобы справиться с любыми осложнениями;

• для скважин с большим отклонением ствола от вертикали следует оценить размещение верхнего привода, свечеприем-ника и емкости для хранения бурового раствора.

Кроме того, специфические условия работы установок в труднодоступных районах требуют обеспечения мобильности, транспортабельности, ускорения монтажа-демонтажа установки для ремонта. Одно из решений этой проблемы - блочномодульная комплектация составных элементов установки. Можно выделить два основных блока: вышечно-лебедочный и

насосно-цирку-ляционный.

Вышечно-лебедочный блок (спускоподъемный комплекс) должен базироваться на полноприводном шасси автомобиля (вездехода) и выполнять все функции, связанные со спуско-подъемом, удержанием, вращением, бурением. При бурении выполняются те же функции и могут участвовать те же механизмы спускоподъемного комплекса (СПК), что и при спускоподъемных операциях и ремонтных работах. Различие только в увеличении приложенных усилий и усилий в элементах конструкции. Поэтому при капитальном ремонте бурение следует отнести к функциям СПК.

Большой удельный вес спускоподъемных операций в процессе капитального ремонта скважин (в среднем до 80 %) дает основание рассматривать СПК как резерв повышения технико-экономических показателей установок для ремонта скважин. Кроме этого, осуществление прогрессивных технологий бурения, а также повышение качества эксплуатационных скважин невозможно без СПК.

Эффективность установки, как сказано выше, в современных условиях оценивается по себестоимости выполненных работ. Для капитального ремонта таким показателем будет себестоимость ремонта, проведенного данной установкой. Этот показатель может служить критерием оценки применения различных типов установок для кон-

кретного ремонта расчетной

скважины.

При высоких ценах на приобретение новых установок и использовании существующего парка оборудования выходом из сложившейся экономической ситуации может служить модернизация применяемых при капитальном ремонте установок.

Кроме того, разработка новых механизмов даст стимул для машиностроительных заводов в изготовлении комплектующих.

В результате исследований, проводимых на кафедре горных машин, было предложено рассматривать спускоподъемный комплекс с точки зрения выполняемых им функций. На этой основе была разработана классификация технических средств, входящих в состав комплекса. В результате было выявлено, что выполнение ряда основных функций СПК (удер-жание, спуск-подъем, свинчивание-развинчивание, вращение, укладка) может осуществляться как разными, традиционно используемыми механизмами, так и одним механизмом (верхним приводом). При этом второй вариант позволяет совместить операции во времени и применить технологию горизонтального бурения.

Верхний привод стал применяться за рубежом с 80-х годов, а в России с началом инвестиций в крупнейшие нефтепро-мысл ы.

Существующие конструкции верхнего привода зарубежных фирм рассчитаны на большую грузоподъемность. Отечественный аналог грузоподъемностью 200 т разработан на ОАО «Уралмаш» для буровых установок глубокого эксплуатационного бурения. Опытный образец интегрированного верхнего привода грузоподъемностью 125 т для установок капитального ремонта изготовлен в ОАО «Волгоградский завод буровой техники». Гидроприводной вращатель грузоподъемностью 80 т на установках для ремонта и испытания скважин разработан кафедрой горных машин УГГГА совместно с НИПИгормаш.

В результате анализа конструктивных схем верхнего привода были выделены три основные компоновки:

• сальник-вертлюг - встроенный редуктор - приводной двигатель;

• сальник-вертлюг - удлиненный шпиндель - редуктор -приводной двигатель;

• сальник-вертлюг (стандартный) - муфта - вращатель (стандартный) - приводной двигатель.

Для каждой схемы предложены рекомендации по комплектации и применению, дающие возможность разработки различных вариантов конструкции в конкретных условиях эксплуатации, используя унификацию оборудования.

Для оценки вариантов компоновки СПК разработана методика с использованием ЭВМ. Проведено технико-экономи-ческое обоснование создания принципиально новой схемы компоновки СПК. Для конкретных условий эксплуатации выбирается компоновка с наилучшими технико-экономичес-кими показателями.

Технико-экономическими показателями установок для ремонта скважин в современных условиях являются:

1) эксплуатационные:

• производительность, т.е. выполнение ремонта в единицу времени (часы, сутки);

• грузоподъемность установки и предельные глубины ремонта и бурения;

• возможность отбурки вторых стволов;

• надежность в работе, долговечность, удобство обслуживания, степень механизации;

• транспортабельность, удобство и быстрота монтажа-демонтажа;

• габариты и масса входящих в СПК элементов, масса ус-

тановки в целом;

• обеспечение качества ремонта;

2) технологические:

• трудоемкость и стоимость изготовления элементов СПК;

• сложность замены быст-роизнашивающихся деталей;

• степень унификации узлов;

3) экономические:

• себестоимость ремонта;

• капитальные затраты;

• годовой экономический эффект;

• срок окупаемости дополнительных капиталовложений;

• производительность труда;

• условное высвобождение рабочих;

• снижение материальных затрат;

• снижение энергетических затрат.

В ходе исследований было установлено, что себестоимость ремонта расчетной скважины при модернизации СПК зависит от:

• затрат времени на выполнение ремонта;

• массы входящих элементов;

• энергоемкости ремонта;

• возможности повышения продуктивности пласта при использовании выбранной схемы СПК .

Значительную часть общего времени ремонта составляет время, затрачиваемое на спуск и подъем труб и штанг, уменьшение которого сократит простаивание скважин в ремонте. Затраты времени на спускоподъемные операции растут с увеличением глубины скважины. При глубинах

свыше 1000 м эта доля времени на СПО превышает 40 % и может составлять 60-80 %. Для ускорения и облегчения операций по спуску и подъему большое значение имеет четкая и слаженная работа членов бригады, применение передовых методов работы, механизация и совмещение операций во времени.

Согласно разработанной нами методике для каждой схемы СПК строятся циклограммы спуска, подъема и наращивания труб. Анализ циклограмм показал, что значительное сокращение затрат времени можно получить, используя верхний привод при наращивании колонны труб. При спуске и подъеме колонны труб эффективность верхнего привода незначительна. Ее можно повысить благодаря применению манипулятора и за счет этого совмещению операций спуска-подъема во времени. Чем больше глубины скважин, находящихся в ремонте, и малоде-битных скважин, тем выше эффективность применения верхнего привода. Кроме того, необходимость использования верхнего привода в большинстве случаев обусловлена технологически.

В схемах СПК с ротором вес подвижной части определяется весом колонны труб с технологическим оборудованием, весом элеватора, вертлюга и талевой

системы. Но существуют кратковременные циклические нагрузки при использовании ведущей трубы. В схемах СПК с верхним приводом вес подвижной части увеличивается. Нагрузки на элементы мачты становятся более равномерными, несмотря на реактивный момент от вращения. На небольших глубинах энергоемкость спускоподъемных операций при использовании верхнего привода несколько выше, чем при традиционном исполнении, эффективность возрастает на глубинах проведения ремонтных работ. При уменьшении массы самого верхнего привода можно достичь дополнительной экономии энергозатрат.

Использование обобщенного показателя себестоимости ремонта расчетной скважины позволяет оценить применение той или иной схемы СПК для конкретных условий эксплуатации. В качестве расчетной скважины принимается скважина с усредненными условиями проведения ремонтных работ.

Повышение технико-экономических показателей установок для ремонта скважин во многом зависит от качества и стоимости изготовления вводимых элементов СПК. Эта причина и является сдерживающим фактором внедрения отечественных аналогов верхнего привода.

1. Состояние и перспективы отечественного нефтегазового машиностроения. Ассоциация буровых подрядчиков. - М., 1999. - 96 с.

2. Гоейфер В.И. Размышления о судьбах буре-ния//Бурение, 2000. - № 6. - С. 3-5.

3. Маганов Р. Залог развития компании - в динамике роста добычи//Нефть России. - 2000. - №12.- С. 12-14.

-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

4. Краус К., Иреда С., Таксучи Т. Анализ тенденций совершенствования технологии проводки горизонтальных скважин и скважин с большим отклонением ствола от вертика-ли//Нефтегазовые технологии.- 1997.- №1. -С. 23-32.

5. Ефимова Т.И. Экономика и организация ремонта нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978. - 272 с.

6. Пути модернизации буровых установок /ВНИИОЭНГ. Серия Техника и технология бурения скважин. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. - 1988, N 20.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Гаврилова Л.А. — ст. преподаватель, Уральская государственная горно-геологическая академия.