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

Выполнение программы ОПР на осложненном фонде скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В рамках программы опытно-промысловых работ (ОПР) на осложненном фонде скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводятся испытания различных типов оборудования и технологий, направленные на решение задачи комплексной борьбы с осложняющими факторами и повышение межремонтного периода работы скважин.

В частности, в 2016-2017 годах продолжаются испытания и подконтрольная эксплуатация многофункционального погружного кабеля для скважин, оборудованных системами ОРЭ, специальных шаровых клапанов для ШГН, магнитных аппаратов для скважин с малым диаметром ЭК и боковыми стволами, ЭЦН с открытыми каналами рабочих колес, десендеров, устройства локального прогрева «Термит-3» и ЭЦН с полимерными рабочими органами. В предлагаемой Вашему вниманию статье рассмотрены особенности испытываемых типов оборудования и технологий, проанализирован опыт внедрения и дана оценка эффективности с учетом особенностей осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

01.08.2017 Инженерная практика №04/2017
Сармотин Андрей Леонидович Ведущий инженер отдела добычи нефти Управления технологии добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

ХАРАКТЕРИСТИКА ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА И ПРОГРАММА ОПР

Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ
Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ» в 2016 г.

В 2016 году осложненный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» насчитывал 4546 скважин, из которых 3410 (75%) были осложнены АСПО, 454 – ВВЭ, 392 – коррозией. Существенно меньшую долю фонда составляют скважины, осложненные мехпримесями, солеотложением и гидратообразованием (рис. 1). Больше половины осложненного фонда приходится на скважины, оборудованные УШГН, около 40% – на скважины с УЭЦН (табл. 1).

Таблица 1. Распределение осложненного фонда ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ по способам эксплуатации скважин
Таблица 1. Распределение осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» по способам эксплуатации скважин

Охват осложненного фонда методами предупреждения осложнений в процессе добычи нефти составляет 67,4% (3062 скв.), охват регламентными работами – 66,6% (3028 скв.).

По применяемым технологиям скважины осложненного фонда распределяются следующим образом: магнитными аппаратами оснащены 93 скважины, греющими кабельными линиями – 272, устройствами локального прогрева «Термит-1» – 25, штанговыми скребками – 580, глубинными дозаторами – 87, устьевыми дозаторами – 724, механизмами депарафинизации скважин – 1537. Кроме того, в 2013 году 12 скважин были оборудованы многофункциональными кабельными линиями.

Специалисты ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» реализуют на осложненном фонде скважин программу опытно-промысловых работ (ОПР) исходя из важности комплексного подхода к ликвидации и предотвращению осложнений в процессе добычи нефти. Прежде всего, это поиск и испытание новых технологий и оборудования с последующим тиражированием (промышленным внедрением) решений, подтвердивших свою эффективность. Отдельное направление работ – энергоэффективный дизайн добычного оборудования.

МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ ПОГРУЖНОЙ КАБЕЛЬ

Рис. 2. Многофункциональный погружной кабель для скважин, оборудованных системами ОРЭ
Рис. 2. Многофункциональный погружной кабель для скважин, оборудованных системами ОРЭ

В целях комплексной борьбы с осложнениями, оптимизации процесса внедрения и повышения надежности компоновок для ОРЭ, а также сокращения затрат на эксплуатацию скважин с компоновками ОРЭ специалисты ООО «Центр-ИТ» (г. Пермь) разработали многофункциональный погружной кабель (МПК) (рис. 2). Предложенная конструкция кабеля обеспечивает поддержание заданного теплового режима по стволу скважины, подачу электроэнергии к двум погружным датчикам для управления ими и получения от них параметрических данных, исследование скважин в процессе эксплуатации, а также доставку реагентов на прием насоса или отвод газа из подпакерного пространства при высоком газовом факторе.

В 2014 году в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» было внедрено 16 комплектов МПК, в 2015 – 20, в 2016 году – 15, итого 63 единицы. В 2017-2018 годах планируется оснастить МПК еще 50 скважин (25 скв./год). В целом перспективный фонд для внедрения технологии ОРЭ с многофункциональным кабелем оценивается в 558 скважин.

В результате внедрения МПК межочистной (МОП) период осложненных АСПО скважин увеличился втрое (с 75 до 240 сут). Сокращение затрат за счет оптимизации работ по спуску дополнительного кабеля или трубопровода, а также за счет снижения стоимости оборудования составило 267 тыс. руб. Суммарная экономия затрат за период эксплуатации оборудования составила 15,5 млн руб.

СПЕЦИАЛЬНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ ШГН

Более 95% всех штанговых насосов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» оборудованы шаровыми клапанами. Оптимальные конструкция и материал клапанов определяются условиями эксплуатации УШГН. Например, при откачке вязкой жидкости необходимо увеличение массы шара при минимальном его диаметре. При наличии АСПО адгезия поверхности шара и седла по отношению к парафину должна быть минимальной. При работе в наклонно-направленных скважинах размер клетки клапана должен обеспечивать минимальное время посадки шара на седло. Оптимизация всех рабочих параметров закладывается в конструкцию клапанов, которые будут представлены на испытания.

Рис. 3. Специальные клапаны для ШГН
Рис. 3. Специальные клапаны для ШГН

Новые клапаны были изготовлены по заказу ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (разработчик РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина) из материала, специально разработанного для работы в агрессивных средах (рис. 3). Карбид кремния и карбид бора в составе материала предотвращают налипание на клапаны парафина, солей и смол, что обеспечивает увеличение коэффициента подачи насоса и наработку на отказ (НнО) насосного оборудования, а также сокращение затрат на термическое и химическое воздействие и проведение ТРС.

В 2016 году были внедрены восемь новых клапанных пар, в 2017 году планируется внедрить еще десять. Ожидается, что экономический эффект за счет увеличения НнО, сокращения преждевременным отказов и уменьшения объемов ТРС и РР составит до 400 тыс. руб./скв. в год.

Потенциальный фонд для внедрения специальных клапанов соответствует фонду скважин с УШГН и осложненных АСПО и составляет около 250 скважин.

МАГНИТНЫЕ АППАРАТЫ ДЛЯ СКВАЖИН С МАЛЫМ ДИАМЕТРОМ ЭК И БС

Испытания магнитных аппаратов МАС-МД (производства ООО «Элкакабель») в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» запланированы с целью внедрения безреагентной технологии предотвращения образования АСПО в скважинах с малым диаметром ЭК и в боковых стволах (БС).

Данная технология обладает рядом преимуществ:

  • отсутствие текущих затрат на электроэнергию и технологические нужды;
  • относительно низкие капиталовложения, связанные с приобретением магнитного аппарата;
  • отсутствие необходимости проведения сервисных мероприятий;
  • снижение вероятности отложения АСПВ в выкидной линии;
  • гарантированное достижение эффекта при положительном результате исследования проб жидкости;
  • длительный межремонтный период (до 5 лет).

Как и уже используемые в Компании магнитные аппараты, аппараты для скважин с малым диаметром ЭК и БС оснащены ферромагнитным корпусом из стандартной НКТ и характеризуются наличием свободного рабочего канала внутри аппарата. Протяженность магнитной системы МАС-МД составляет порядка 1 м, при этом магнитное поле конфигурируется вдоль рабочего канала.

Таблица 2. Технические характеристики магнитного аппарата МАС-МД
Таблица 2. Технические характеристики магнитного аппарата МАС-МД

В отличие от уже применяемых магнитных аппаратов, наружный диаметр нового аппарата составляет 73 мм, для него характерно иное строение несущей конструкции магнитной системы, а увеличение напряженности магнитного поля в новом аппарате достигается за счет уменьшения его диаметра и сохранения массы магнитного материала (табл. 2).

Перспективный фонд для внедрения МАС-МД составляет 400 скважин. Это скважины с БС и малого диаметра, соответствующие критериям применения МАС-МД, в том числе в составе УШГН с канатной штангой. В результате внедрения новых магнитных аппаратов мы ожидаем добиться увеличения средних наработок оборудования на отказ (СНО), сокращения затрат на ТРС и регламентные работы до 450 тыс. руб./скв. в год. В 2017 году планируется внедрить пять устройств и еще пять – в 2018 году. Стоимость одного аппарата составляет около 150 тыс. руб.

Рис. 4. Открытые каналы РК в ЭЦН 5-20
Рис. 4. Открытые каналы РК в ЭЦН 5-20

ЭЦН 5-20 С ОТКРЫТЫМИ КАНАЛАМИ РК

К заявленным преимуществам внедренных ЭЦН 5-20 с открытыми каналами рабочих колес (РК) производства АО «Новомет-Пермь» (2 ЭЦН), ООО ПК

«Борец» (6 ЭЦН) и ООО «Ремэлектропромнефть» (1 ЭЦН) (рис. 4) относятся:

  • меньшая склонность к отложению солей;
  • отсутствие пазух между РК и направляющими аппаратами (НА), где обычно накапливается абразив;
  • улучшенная работа с нерастворенным газом (до 40% на входе);
  • сохранение высокого КПД в течение длительного периода за счет меньшего износа.

Благодаря внедрению установок данного типа мы рассчитывали повысить СНО УЭЦН, работающих в скважинах, осложненных выносом мехпримесей и повышенным содержанием свободного газа на приеме насоса.

В 2015-2016 годах было реализовано девять мероприятий по внедрению ЭЦН 5-20 с открытыми каналами РК. Средний показатель текущей наработки по состоянию на ноябрь 2016 года составил 255 сут при СНО до внедрения 230 суток. При этом произошли три отказа:

  • в скважине Рассветного месторождения при НнО 16 сут произошло заклинивание насоса вследствие соприкосновения металлических поверхностей РК и НА;
  • в скважине Сибирского месторождения при НнО 29 сут зафиксирован отказ из-за засорения обратного клапана (сама установка находилась в исправном состоянии);
  • в скважине Батырбайского месторождения при НнО 26 сут имело место заклинивание насоса вследствие засорения РК проппантом.

В 2017 году ресурсные испытания ЭЦН 5-20 с открытыми каналами РК продолжаются.

СЕПАРАТОРЫ ГАЗА И МЕХПРИМЕСЕЙ БЕЗ ПРИВОДА ОТ ПЭД

Рис. 5. Техническое устройство скважинного сепаратора газа и мехпримесей без привода от ПЭД
Рис. 5. Техническое устройство скважинного сепаратора газа и мехпримесей без привода от ПЭД

В 2015 году в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были начаты испытания высокоэффективных сепараторов газа и мехпримесей (десендеров) без привода от ПЭД производства ООО «ЭЛКАМ» (рис. 5). Эти сепараторы предназначены для защиты насосного оборудования при эксплуатации нефтяных скважин с высоким содержанием мехпримесей в добываемой продукции и могут применяться в скважинах, оборудованных любыми видами скважинных насосных установок.

Скважинный сепаратор работает следующим образом. Пластовая жидкость с мехпримесями поступает внутрь корпуса через входные отверстия, далее направляется в спиральные каналы, образованные профилированной спиралью сепарирующего узла, выполненного в виде шнека. На выходе из шнека в полости вихревой камеры формируется контур циркуляции с вращательным движением жидкости. Твердые частицы за счет центробежных сил оттесняются к стенкам вихревой камеры. Под действием гравитационных сил твердые частицы смещаются вниз к усеченному конусу и далее оседают в отстойнике. Очищенная от мехпримесей жидкость поступает в патрубок и далее движется вверх, к входу скважинного насоса.

В отличие от других сепараторов данная конструкция обеспечивает необходимую степень герметизации затрубного пространства, а при спуске и подъеме предотвращает вероятность прихвата ЭК.

Рис. 6. Армирование герметизирующего элемента скважинного сепаратора металлическим кольцом
Рис. 6. Армирование герметизирующего элемента скважинного сепаратора металлическим кольцом

В 2015 году были внедрены десять десендеров. При внедрении десендера на одной из скважин Сыповского месторождения была зафиксирована разгрузка ГНО при спуске вследствие «распирания» герметизирующего элемента десендера в ЭК. Впоследствии герметизирующий элемент десендера был армирован металлическим кольцом (рис. 6). Кроме того, была произведена доработка состава резины конструкции герметизирующего элемента. В результате по состоянию на ноябрь 2016 года текущий показатель наработки сепаратора составил 312 сут при СНО до внедрения 207 суток.

В 2017 году ОПР десендеров продолжаются. Планируется, что до конца 2017 года будут внедрены 20 сепараторов с модернизированным герметизирующим элементом. Сокращение затрат на ТРС составит до 350 тыс. руб./скв. в год при стоимости сепаратора 200 тыс. руб.

УСТРОЙСТВО ЛОКАЛЬНОГО ПРОГРЕВА «ТЕРМИТ-3»

Рис. 7. Устройство локального прогрева Термит-3
Рис. 7. Устройство локального прогрева «Термит-3»

Для того чтобы обеспечить эффект тепловой обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью снижения вязкости флюида, увеличить продуктивность скважин за счет предотвращения кольматации пласта и повысить температуру добываемого флюида, мы приступили к ОПИ устройства локального прогрева «Термит3» (разработчик ООО «Центр-ИТ») (рис. 7; табл. 3). Устройство обеспечивает бесконтактный индукционный нагрев обсадной колонны и ПЗП.

Таблица 3. Технические характеристики устройства локального прогрева Термит-3
Таблица 3. Технические характеристики устройства локального прогрева «Термит-3»

Принцип действия индукционного нагревателя заключается в преобразовании электромагнитного поля в тепловую энергию. Индуктор состоит из соленоидов, собранных в модуль. При прохождении переменного тока через соленоиды вокруг индуктора возникает направленное магнитное поле, энергия которого преобразуется в тепловую, за счет чего происходит нагрев ПЗП до 100°С.

Индуктор расчетной мощности размещается в насосном пространстве в районе интервала перфорации колонны, подключается силовым кабелем с оптоволоконной жилой к наземному оборудованию и выводится на рабочий режим. Контроль параметров по всей длине скважины осуществляется с помощью оптоволоконного кабеля. Планируется, что оптоволоконная жила будет использована на одной скважине за счет производителя, а в остальных случаях будут установлены датчики температуры на устье скважины и в зоне установки индуктора.

В состав установки входят погружной блок нагрева (индуктор), станция управления, питающий кабель, устьевой и погружной датчики температуры.

Перспективный фонд для внедрения устройства «Термит-3» составляет около 445 скважин, оборудованных УШГН и осложненных ВВЭ и АСПО.

За счет внедрения данного устройства мы рассчитываем повысить продуктивность скважин и добиться дополнительной добычи нефти, увеличить СНО на 20%, снизить энергопотребление, а также сократить эксплуатационные затраты на ТРС и регламентные работы в объеме до 400 тыс. руб./скв. в год. В 2017 году к внедрению запланировано пять устройств локального прогрева «Термит-3».

УЭЦН С ПОЛИМЕРНЫМИ РАБОЧИМИ ОРГАНАМИ

В процессе ОПИ УЭЦН с полимерными рабочими органами (производства ООО «Ижнефтепласт») мы запланировали подтвердить энергоэффективность насосных установок для системы ППД и добывающих нефтяных скважин, увеличить СНО УЭЦН в скважинах, осложненных коррозией и солеотложениями, а также сократить затраты на регламентные работы на фонде скважин, осложненных коррозией и солеотложениями.

Рис. 8. Динамика отложения кальцита из МПВ в проточной части ступеней
Рис. 8. Динамика отложения кальцита из МПВ в проточной части ступеней

Техническая эффективность УЭЦН данного типа основана на том, что скорость отложения кальцитов и других солей на полимерах значительно ниже, чем на нирезисте или чугуне (рис. 8). За счет меньшего веса рабочих низкоадгезионных органов достигается снижение энергопотребления при работе насоса на 30%, что было доказано в процессе стендовых испытаний. Полимерные материалы, применяемые для производства колес ЭЦН, не подвержены влиянию агрессивных сред.

При внедрении УЭЦН с полимерными рабочими органами мы планируем снизить энергопотребление на 30%, увеличить СНО на 30% на фонде скважин, осложненных коррозией (668 сут) и отложениями солей (529 сут), а также сократить затраты на химизацию процессов добычи нефти.

К внедрению запланированы шесть установок в 2017 году и еще шесть – в 2018 году. Стоимость одного насоса составляет 2 135 000 руб.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Результаты мониторинга осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Опыт применения защитных решений Majorpack на коррозионном добывающем фонде и скважинах системы ППД
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 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.