Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Стратегия и текущий статус эксплуатации скважин с боковыми стволами с диаметром эксплуатационной колонны менее 102 мм

На сегодняшний момент одним из наиболее эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на интенсификацию притока и увеличение объемов добычи нефти, остается бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) в скважинах действующего фонда. Вместе с тем, создание необходимой депрессии на разрабатываемые при помощи БГС пласты представляет известную технологическую трудность из-за малых диаметров боковых стволов.

В этой связи в ПАО «Варьеганнефтегаз» разработана и реализуется стратегия по испытанию различных механизированных способов эксплуатации БГС с диаметром эксплуатационных колонн менее 102 мм. В рамках этой работы в период 2014-2017 годов проведены ОПИ трубных насосов серии НН-57, комплекса для понижения забойного давления (двухсторонний ЭЦН + хвостовик), УЭЦН габарита 2А и струйных насосов. Результаты ОПИ приведены в настоящей статье.

Помимо этого, в ближайшее время планируется начать испытания штанговых глубинных насосов с канатными штангами. Промышленное внедрение успешных технологий эксплуатации БГС начнется в 2017-2018 гг.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Ганеев Роберт Зуфарович И.о. начальника аналитического отдела ПАО «Варьеганнефтегаз» ПАО «НК «Роснефть»

В период с 2011 по 2016 год в скважинах действующего фонда ПАО «Варьеганнефтегаз» были пробурены в общей сложности 310 боковых и горизонтальных стволов (БГС). На момент подготовки статьи в работе оставались 297 скважин с БГС, в 46 из которых возможно проведение мероприятий по оптимизации нефтедобычи в целях обеспечения дополнительного притока нефти. В ближайшие пять лет фонд скважин с БГС планируется увеличить до 699 единиц (рис. 1).

Рис. 1. Динамика фонда скважин с БГС
Рис. 1. Динамика фонда скважин с БГС

В связи с тем, что применяемое на объектах Компании стандартное оборудование не позволяет создавать в скважинах с БГС необходимую проектную депрессию на пласт в ПАО «Варьеганнефтегаз» была разработана и принята стратегия по испытанию и внедрению новых технологий, рассчитанных на работу в эксплуатационных колоннах (ЭК) малого диаметра (менее 102 мм). Данная стратегия включает, в частности, уже проведенные к моменту написания статьи испытания трубных ШГН, комплекса для понижения забойного давления, УЭЦН габарита 2А (на условиях аренды) и струйных насосов типа АНС (рис. 2), а также испытания УШГН с канатными штангами в 2017 году. В 2018 году мы планируем перейти к промышленному внедрению технологий, успешно прошедших ОПИ.

Рис. 2. Внедрение новых способов эксплуатации скважин с БГС
Рис. 2. Внедрение новых способов эксплуатации скважин с БГС

Основные геологические ограничения при реализации стратегии включают риск обводнения скважин и потерю базовых дебитов, недостижение потенциала скважин ввиду большого газового фактора и повышенного содержания механических примесей в добываемой жидкости.

ПАРАМЕТРЫ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Таблица 1. Сравнение основных технологий добычи нефти, применяемых в скважинах с ЭК диаметром менее 102 мм
Таблица 1. Сравнение основных технологий добычи нефти, применяемых в скважинах с ЭК диаметром менее 102 мм

В табл. 1 приведено сравнение минимально и максимально допустимых параметров работы испытываемого оборудования для эксплуатации скважин с БГС в условиях ПАО «Варьеганнефтегаз». Как мы видим, каждая представленная технология обладает как преимуществами, так и недостатками. В частности, ЭЦН габарита 2А могут спускаться на глубину до 3100 м и отличаются высокой производительностью – номинальная подача составляет от 10 до 250 м3/сутки. В то же время допустимая интенсивность набора кривизны в зоне подвески оборудования составляет всего 0,1° на 10 м, что не позволяет создавать с его помощью необходимую депрессию на пласт.

Штанговые насосы Lufkin значительно уступают центробежным по таким показателям, как глубина спуска (1600 м) и производительность (0-17 м3/сут), но выигрывают по таким параметрам, как интенсивность набора кривизны в зоне подвески (до 5° на 10 м) и возможность работы с большим содержанием механических примесей в добываемой жидкости (до 1000 г/л). В отличие от УЭЦН и УШГН струйные насосные установки могут эксплуатироваться в скважинах с обводненностью не более 60% и газовым фактором до 10 м33 (против 250 м33 у УЭЦН и УШГН). Вместе с тем, данный вид оборудования наиболее устойчив к выносу мехпримесей, может применяться для добычи нефти на глубине до 3100 м и обладает сопоставимым с УШГН Lufkin ограничением по интенсивности набора кривизны в зоне подвески – до 5° на 10 метров.

ОПИ ТРУБНОГО ШГН LUFKIN

В рамках работы по подбору оптимальных технологий эксплуатации БГС малого диаметра мы испытали несколько видов погружного оборудования как отечественных, так и зарубежных заводов-изготовителей. Первой испытанной технологией стало применение стандартного трубного насоса серии НН-57 производства компании Lufkin (США) (рис. 3).

Рис. 3. ОПИ трубных насосов серии НН-57 производства компании Lufkin
Рис. 3. ОПИ трубных насосов серии НН-57 производства компании Lufkin

В 2014 году насос был смонтирован на одной из скважин Ван-Еганского месторождения. В ходе испытаний произошли два преждевременных отказа по причине отцепления автосцепа со средней наработкой 41,5 суток. Несмотря на это, в период опытной эксплуатации с помощью данного насоса нам удалось добиться планового увеличения депрессии на пласт и получить прирост дебита нефти.

ОПИ КОМПЛЕКСА ДЛЯ ПОНИЖЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Рис. 4. ОПИ комплекса для понижения забойного давления производства ООО «Алмаз»
Рис. 4. ОПИ комплекса для понижения забойного давления производства ООО «Алмаз»

На следующем этапе были проведены ОПИ комплекса для понижения забойного давления производства ООО «Алмаз» (рис. 4). В марте 2015 года оборудование было спущено в одну из скважин Пермяковского месторождения. Данные ОПИ завершились с отрицательным результатом – по истечении 95 суток эксплуатации насоса в периодическом режиме был получен отказ по причине нарушения изоляции (R=0).

ОПИ УСТАНОВОК ЭЦН ГАБАРИТА 2А

В начале 2015 года мы провели тендер на разработку и поставку УЭЦН габарита 2А по техническому заданию ПАО «Варьеганнефтегаз». Победителем конкурсных торгов стало ООО «Алмаз», сумевшее изготовить установку, отвечающую всем требованиям нашей Компании (рис. 5).

Рис. 5. Рабочие характеристики УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»
Рис. 5. Рабочие характеристики УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»

В 2016 году оборудование было смонтировано на двух скважинах Орехово-Ермаковского и Хохряковского месторождений (рис. 6). В первом случае снижение забойного давления составило 2 атм, во втором – 4 атмосферы. Также в обоих случаях после спуска УЭЦН 2А получен прирост дебита жидкости (рис. 7).

Рис. 6. ОПИ УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»
Рис. 6. ОПИ УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»
Рис. 7. Промежуточные итоги испытаний УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз» на Орехово-Ермаковском и Хохряковском м/р
Рис. 7. Промежуточные итоги испытаний УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз» на Орехово-Ермаковском и Хохряковском м/р

Однако (нефтяной) потенциал первых подконтрольных скважин так и не был достигнут. И основными причинами этого стали увеличение обводненности продукции, наличие небольшого заглубления оборудования ввиду большой кривизны скважины, а также негерметичность обсадной колонны и отсутствие возможности перевода скважин в периодический режим (УПР) эксплуатации.

Таблица 2. Промежуточные итоги испытаний УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз» на Ван-Еганском, Орехово-Ермаковском, Верхнеколик-Еганском и Хохряковском м/р
Таблица 2. Промежуточные итоги испытаний УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз» на Ван-Еганском, Орехово-Ермаковском, Верхнеколик-Еганском и Хохряковском м/р

Несмотря на это, мы продолжили испытания УЭЦН сверхмалого габарита, и на сегодняшний день в работе находятся уже пять установок со средней наработкой 180 суток (табл. 2). За все время ОПИ не зафиксировано ни одного отказа оборудования. Динамика накопленной дополнительной добычи нефти, полученной за период эксплуатации УЭЦН 2А, показана на рис. 8.

Рис. 8. Накопленная дополнительная добыча нефти, полученная за период эксплуатации УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»
Рис. 8. Накопленная дополнительная добыча нефти, полученная за период эксплуатации УЭЦН габарита 2А производства ООО «Алмаз»

ОПИ СТРУЙНОГО НАСОСА ТИПА АНС

Наряду с этим мы провели испытания струйных насосных установок типа АНС (ООО «НТЦ Стандарт»). При выборе поставщика мы предъявляли заводам-изготовителям такие требования, как возможность работы установки в ЭК малого диаметра, возможность работы с большим содержанием механических примесей в добываемой жидкости и при создании депрессии на пласт, а также отсутствие ограничений по интенсивности набора кривизны в зоне подвески оборудования.

Рис. 9. Технологическая схема обвязки и работы струйного насоса типа АНС
Рис. 9. Технологическая схема обвязки и работы струйного насоса типа АНС

Технологическая схема обвязки и работы струйного насоса, выбранного в ходе конкурсных торгов, показана на рис. 9. В конце 2016 года установка была спущена в одну из скважин Ван-Еганского месторождения (рис. 10).

Рис. 10. Эксплуатационные показатели проведения ОПИ струйного насоса типа АНС на Ван-Еганском м/р
Рис. 10. Эксплуатационные показатели проведения ОПИ струйного насоса типа АНС на Ван-Еганском м/р

В период эксплуатации наземного и подземного оборудования АНС, длившегося с декабря 2016 по январь 2017 годов, не было зафиксировано ни одного осложнения. Применение оборудования признано эффективным как с экономической, так и технологической точек зрения. Прирост дебита нефти в результате использования технологии составил 5 т/сутки. Текущая наработка составляет более 97 суток. Предлагаемая технология может быть рекомендована к внедрению в качестве метода оптимизации добычи.

Таблица 3. Расчет дополнительной добычи от внедрения струйного насоса типа АНС на Кошильском и Ван-Еганском м/р УНП-1,4 АО «ННП»
Таблица 3. Расчет дополнительной добычи от внедрения струйного насоса типа АНС на Кошильском и Ван-Еганском м/р УНП-1,4 АО «ННП»
Таблица 4. Расчет дополнительной добычи от внедрения струйного насоса типа АНС на Хохряковском, Пермяковском и Ван-Еганском м/р, УНП-1, 3, 4 АО «ННП»
Таблица 4. Расчет дополнительной добычи от внедрения струйного насоса типа АНС на Хохряковском, Пермяковском и Ван-Еганском м/р, УНП-1, 3, 4 АО «ННП»

В табл. 3 и 4 представлен расчет дополнительной добычи нефти от реализации проекта по внедрению струйных насосов АНС на кустах скважин Кошильского, Пермяковского, Ван-Еганского и Хохряковского месторождений. Отметим, что во всех скважинах-кандидатах пробурены БГС или ГС (с высокой интенсивностью набора кривизны при входе в боковой ствол). Помимо этого, все скважины характеризуются высокой интенсивностью набора кривизны в зоне подвески насоса. Обеспечение плановых показателей по дополнительной добыче нефти с использованием АНС возможно в случае достижения среднего дебита жидкости, равного 60 м3/сутки.

Ограничения при выборе скважин-кандидатов для внедрения оборудования были следующими: газовый фактор не более 100 м33, снижение пластового давления относительно начального не менее 50%, дебит жидкости не более 60 м3/сут, обводненность – не более 60%. На рис. 11 мы привели «дорожную карту» дальнейших ОПИ технологий увеличения депрессии на пласт.

Рис. 11. «Дорожная карта» проведения ОПИ технологий увеличения депрессии на пласт
Рис. 11. «Дорожная карта» проведения ОПИ технологий увеличения депрессии на пласт

На следующем этапе, как следует из графика, планируется провести испытания штангового насоса с канатными штангами и двухлифтовых компоновок струйных насосов типа АНС.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Роберт Зуфарович, изначально речь шла об испытании трех технологий: УШГН Lufkin, струйных насосов и УЭЦН габарита 2А. Какой из перечисленных вариантов в итоге признан наиболее надежным?
Роберт Ганеев: Пока сложно сказать. К примеру, УЭЦН второго габарита не подходят для эксплуатации скважин, в которые мы спускаем струйные насосы, по причине высокой интенсивности набора кривизны в зоне подвески оборудования. А в случае ШГН слишком высок риск истирания НКТ и насосных штанг.
Вопрос: То есть на первое место по надежности вы ставите струйные насосы? Я правильно понимаю?
Р.Г.: С такой интенсивностью набора кривизны – да. Но если будет возможность использовать УЭЦН габарита 2А, то есть геологические условия будут позволять это сделать, думаю, они тоже будут надежно работать.
С точки зрения стоимости оба этих метода в целом сопоставимы. УШГН, разумеется, стоит дороже, поскольку в этом случае необходимо применять наземное оборудование
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт эксплуатации механизированного фонда скважин Лыаельской площади Ярегского месторождения НШУ «Яреганефть»
Опыт применения альтернативных технологий эксплуатации малодебитного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.