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

Опыт разработки и внедрения компоновки ОРЭ в ТПП «Урайнефтегаз»

С целью рентабельной и эффективной разработки многопластового Западно-Тугровского месторождения руководство ТПП «Урайнефтегаз» приняло решение о разработке и внедрении собственных схем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Компоновки для ОРЭ по схемам ЭЦН-ЭЦН и ЭЦН-ШГН были изготовлены с применением стандартного насосного оборудования и на момент подготовки настоящей статьи внедрены в 41 скважине, в результате чего охват схемами ОРЭ скважин Западно-Тугровского месторождения составил около 70%.

Работа компоновок ОРЭ в целом показала свою эффективность, однако отдельные их элементы: входной модуль кожуха ПЭД и стыковочный узел пакерного оборудования – нуждаются в доработке. Работы в этом направлении уже ведутся.

16.04.2017 Инженерная практика №01-02/2017
Балыкин Вадим Николаевич Начальник отдела добычи нефти и газа ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Первые шаги по развитию направления ОРЭ в ТПП «Урайнефтегаз» были сделаны в 2011-2012 годах, когда началось интенсивное освоение Западно-Тугровского месторождения, введенного в эксплуатацию в 2008 году. К особенностям геологического строения продуктивных пластов этого месторождения следует отнести:

  • этаж нефтеносности более 150 м (от Ю2 до Ю10);
  • наличие двух эксплуатационных объектов с совпадающим по площади контуром нефтеносности, но с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов и свойствами нефти;
  • слабую выдержанность коллекторов по площади и высокую расчлененность;
  • значительную долю запасов нефти в водонефтяной зоне (табл. 1, 2).
Таблица 1. Запасы нефти и КИН Западно-Тугровского м/р в 2005 и 2013 гг.
Таблица 1. Запасы нефти и КИН Западно-Тугровского м/р в 2005 и 2013 гг.

В соответствии с решениями проектных документов от 2007 и 2013 годов в качестве двух объектов разработки месторождения были выделены и сгруппированы пласты Ю2-4 и Ю10 со средним расстоянием между ними около 80 м (табл. 3).

Таблица 2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Западно-Тугровского м/р
Таблица 2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Западно-Тугровского м/р
Таблица 3. Решения проектных документов по разработке Западно-Тугровского м/р от 2007 и 2013 гг.
Таблица 3. Решения проектных документов по разработке Западно-Тугровского м/р от 2007 и 2013 гг.

Первый проектный документ подразумевал формирование самостоятельных сеток скважин для разработки каждого из пластов, при этом чистый дисконтированный доход (NPV) проекта был отрицательным. В 2013 году был защищен новый проектный документ, в котором было предложено сформировать единую сетку скважин на оба объекта с применением технологий одновременно-раздельной добычи (ОРД) и закачки (ОРЗ). Положительный NPV проекта позволил приступить к его реализации.

НЕОБХОДИМОСТЬ СОБСТВЕННОЙ РАЗРАБОТКИ ОБОРУДОВАНИЯ ОРЭ

При внедрении оборудования ОРЭ специалистам ТПП «Урайнефтегаз» предстояло решить ряд важных задач. Во-первых, необходимо было увеличить степень охвата и интенсивность освоения многопластового месторождения путем раздельного вовлечения в разработку отдельных пластов-прослоев с раздельным учетом добываемой продукции по каждому из пластов. Во-вторых, предстояло наладить систему оперативного управления полем пластовых (забойных) давлений. И, наконец, внедряемые технологические решения должны были увеличить рентабельный срок разработки месторождения при одновременном снижении эксплуатационных затрат.

Техническим службам предстояло обеспечить контроль давления на приеме насоса, мониторинг дебита жидкости и обводненности продукции отдельно по каждому пласту.

Мы решили пойти по пути разработки собственного оборудования для ОРЭ. Основными причинами такого решения послужили отсутствие опыта применения технологий ОРЭ в регионе деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», удаленность от основных производителей оборудования для ОРЭ, отсутствие возможности проведения ремонтных работ без сервисного сопровождения, неремонтопригодность оборудования ОРЭ и обусловленные этими факторами значительные простои скважин в случае отказа данного оборудования.

При разработке и внедрении технологии ОРЭ мы опирались на следующие нормативные документы: Федеральный закон РФ «О недрах», Правила охраны недр ПБ 07-601-03 и Правила разработки месторождений углеводородного сырья.

Рис. 1. Компоновка ОРЭ по схеме ЭЦН-ЭЦН с БЛ
Рис. 1. Компоновка ОРЭ по схеме ЭЦН-ЭЦН с БЛ

СХЕМА ОРЭ ЭЦН-ЭЦН

В настоящее время в ТПП «Урайнефтегаз» массово применяется однопакерная однолифтовая компоновка ОРЭ с двумя полнокомплектными УЭЦН и байпасной линией (БЛ) (рис. 1). С технологической точки зрения данная схема не нова – на рынке известны подобные разработки АО «Новомет-Пермь» и компании «Шлюмберже» (Schlumberger) – однако при разработке    своей конструкции мы руководствовались принципами простоты и использования серийного оборудования УЭЦН.

Данная схема позволяет полностью выполнить условия ОРЭ, производить прямые замеры дебита жидкости и обводненности, исключить влияние пластовой жидкости по объектам, проводить исследования по каждому из пластов, а также обходиться без приборов учета. К недостаткам схемы можно отнести значительное влияние высокого содержания свободного газа на приеме на работу нижнего ЭЦН, необходимость остановки одного из насосов для раздельного замера, а также ограничение использования ЭК диаметрами 168-178 мм.

Конструкторское сопровождение при проектировании данной компоновки оказывало ООО «Урай НПОСервис», на базе предприятия изготавливались опытные образцы элементов БЛ, производились прочностные расчеты, подбирался материал концевых деталей и самой линии (рис. 2).

Рис. 2. Байпасная линия БЛ 178 (168) мм
Рис. 2. Байпасная линия БЛ 178 (168) мм

В условиях цеха был произведен полный монтаж УЭЦН и сборка БЛ. Были изготовлены хомуты-элеваторы для монтажа, элементы крепления линии к УЭЦН, защитные скобы для кабеля УЭЦН, предложено исполнение стыковочного узла по принципу сгонной муфты. Была подобрана оптимальная длина труб для БЛ по длине УЭЦН для совмещения процессов монтажа.

Первые опытные образцы данной компоновки были смонтированы на двух скважинах Западно-Тугровского месторождения в апреле и мае 2012 года (рис. 3). Опытные образцы показали свою успешность и позволили получить разрешения на применение, а также авторские права на полезную модель «Байпасная линия».

Рис. 3. Монтаж компоновки ОРЭ по схеме ЭЦН-ЭЦН на скважинах Западно-Тугровского м/р
Рис. 3. Монтаж компоновки ОРЭ по схеме ЭЦН-ЭЦН на скважинах Западно-Тугровского м/р
Рис. 4. Работа технологической схемы ОРЭ ЭЦН-ЭЦН с БЛ
Рис. 4. Работа технологической схемы ОРЭ ЭЦН-ЭЦН с БЛ

При монтаже компоновки сначала производится спуск и посадка пакера ПРО-ЯТ-О производства ООО НПФ «Пакер», затем осуществляется спуск ГНО, выводятся на режим сначала первый, затем второй объект (рис. 4). Какой именно объект, верхний или нижний, выводится на режим первым – не важно, принципиален лишь раздельный вывод на режим (ВНР), который дает возможность определить герметичность системы. После того, как был произведен последовательный ВНР объектов, начинается их совместная эксплуатация.

СХЕМА ОРЭ ЭЦН-ШГН

В 2014 году специалисты ТПП «Урайнефтегаз» совместно с ООО НПФ «Пакер» реализовали схему ОРЭ и с применением ШГН, при этом нижняя часть компоновки была унифицирована (рис. 5, 6).

Рис. 5. Компоновка ОРЭ по схеме ЭЦН-ШГН
Рис. 5. Компоновка ОРЭ по схеме ЭЦН-ШГН
Рис. 6. Работа технологической схемы ОРЭ ЭЦН-ШГН
Рис. 6. Работа технологической схемы ОРЭ ЭЦН-ШГН

Как и в предыдущем случае, данная схема позволяет полностью выполнить условия ОРЭ, производить прямые замеры дебита жидкости и обводненности, исключить влияние пластовой жидкости по объектам, проводить исследования по каждому из пластов, использовать серийное оборудование, а также обходиться без приборов учета.

К недостаткам схемы ОРЭ ЭЦН-ШГН можно отнести значительное влияние высокого газового фактора на работу нижнего ЭЦН, необходимость остановки одного из насосов для раздельного замера, низкую наработку на отказ (НнО) в связи с увеличением частоты отказов при совмещении двух способов эксплуатации скважины, а также сложную герметизацию за счет применения двухпакерной двухтрубной компоновки.

Рис. 7. Внедрение компоновок ОРЭ на Западно-Тугровском м/р
Рис. 7. Внедрение компоновок ОРЭ на Западно-Тугровском м/р

ВНЕДРЕНИЕ КОМПОНОВОК ОРЭ

По состоянию на 22 сентября 2016 года в ТПП «Урайнефтегаз» была внедрена 41 компоновка ОРЭ, 36 из которых работали по схеме ЭЦН-ЭЦН и пять – по схеме ЭЦН-ШГН. Таким образом, охват схемами ОРЭ скважин Западно-Тугровского месторождения составил около 70% (рис. 7).

Следует отметить, что внедрение компоновок ОРЭ производится в случае первого отказа ГНО после ввода скважины из бурения, то есть реализуется разобщение уже эксплуатируемых объектов, причем зачастую с применением методов интенсификации. Перед спуском оборудования ОРЭ в обязательном порядке проводятся гидродинамические исследования (ГДИ) скважин (табл. 4).

Таблица 4. Результаты ГДИ добывающих скважин Западно-Тугровского м/р
Таблица 4. Результаты ГДИ добывающих скважин Западно-Тугровского м/р

Наш опыт показывает, что высокая эффективность при внедрении компоновок ОРЭ достигается только совместно с проведением ГРП (рис. 8). Количество скважин-кандидатов при этом ограничено из-за проведения селективных обработок при вводе новых скважин и риска прорыва трещин ГРП в водонасыщенную часть пласта Ю10.

Рис. 8. Распределение эффективности и количества дополнительных мероприятий при внедрении ОРД на Западно-Тугровском м/р
Рис. 8. Распределение эффективности и количества дополнительных мероприятий при внедрении ОРД на Западно-Тугровском м/р
Рис. 9. Пакерное оборудование и стыковочный узел в составе компоновки ОРЭ
Рис. 9. Пакерное оборудование и стыковочный узел в составе компоновки ОРЭ

КОМПЛЕКТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ОРЭ

В составе компоновок ОРЭ, разработанных ТПП «Урайнефтегаз», используется стандартное пакерное оборудование (рис. 9). В зависимости от проведения тендерных процедур мы закупаем пакер ПРО-Я-ТО и стыковочный узел ИПМ или РКУ производства ООО НПФ «Пакер» или пакер ПМ-А1 и стыковочный узел РК-С производства ООО «НКМЗ-Групп». Главное техническое требование к пакерному оборудованию заключается в его автономности, то есть в возможности оставлять его в ЭК после посадки и расстыковки по посадочному инструменту (после снятия нагрузки).

Рис. 10. Комплектация нижней установки ЭЦН в составе компоновки ОРЭ
Рис. 10. Комплектация нижней установки ЭЦН в составе компоновки ОРЭ

Нижняя установка ЭЦН комплектуется герметичным кожухом производства ООО «Пакер» г. Бугульма. Мы пошли по пути применения кожуха, закрывающего только ПЭД, что более технологично по сравнению с перекрытием всей насосной установки, учитывая, что комплектация двигателем ведется в условиях сервисного центра, а на устье производится только сростка кабеля. К тому же применить такую конструкцию нам позволяют расстояние между пластами и вес компоновки. Для ЭК диаметром 178 мм диаметр кожуха составляет 140 мм, он комплектуется с ПЭД 117 мм, для ЭК-168 – 122 мм, комплектуется ПЭД 103 мм (рис. 10). Подобные кожухи уже давно массово используются в схемах ОРЭ ПАО «Татнефть».

Для работы в условиях повышенного содержания свободного газа на приеме насоса нижняя установка ЭЦН комплектуется мультифазной насосной секцией производства ООО «ПК «Борец» (тип МНФБ) или АО «Новомет-Пермь» (тип МФОН). Также успешно применяется газосепаратор закрытого типа ЦГС производства ООО «РУСЭЛКОМ М».

Что касается подготовки верхней насосной установки с БЛ, то она реализована следующим образом. При получении заявки на внедрение оборудования ОРЭ сервисное предприятие ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» комплектует верхнюю УЭЦН и готовит карту размеров установки (рис. 11), которая зависит от мощности ПЭД, напора требуемой установки и количества секций.

Рис. 11. Комплектация верхней установки ЭЦН и БЛ в составе компоновки ОРЭ
Рис. 11. Комплектация верхней установки ЭЦН и БЛ в составе компоновки ОРЭ

Нижний и верхний стаканы используются в стандартном исполнении и отличаются только по диаметру ЭК – 168 или 178 мм. Используется установка ЭЦН стандартная пятого габарита с ПЭД-117 для ЭК-178 и ПЭД-103 для ЭК-168. Комплектация верхней установки не предполагает привязки к оборудованию конкретных производителей насосов. По указанным размерам ООО «Урай НПО-Сервис» производит нарезку НКТ.

Монтаж БЛ ведется на устье параллельно с монтажом ЭЦН.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭЛЕМЕНТОВ ОРЭ

В разработанных ТПП «Урайнефтегаз» компоновках ОРЭ есть конструкционные недостатки, которые нуждаются в доработке.

Так, в настоящее время при монтаже компоновки ОРЭ необходимо производить сростку кабеля на устье скважины. Этот процесс занимает длительное время и требует обогрева приустьевой зоны скважины в зимний период. Для того чтобы исключить необходимость сростки кабеля, ведутся работы по модернизации входного модуля кожуха ПЭД. В частности, начаты ОПИ входного модуля кожуха производства ООО «РУСЭЛКОМ М», конструкция которого позволяет вести монтаж на устье скважины с присоединением кабеля обычным способом с применением кабельной муфты.

Кроме того, для повышения герметичности системы ОРЭ ведется доработка пакерного оборудования. В частности, разработан стыковочный узел с применением плунжера и цилиндра штангового насоса НН57 б/у (рис. 12).

Рис. 12. Модернизация элементов технической схемы ОРЭ
Рис. 12. Модернизация элементов технической схемы ОРЭ
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
О технологии ОРЭ и опыте эксплуатации
Итоги технической конференции SPE по карбонатам
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2017

Инженерная практика

Выпуск №09/2017

Механизированная добыча. Трубопроводный транспорт
Эксплуатация осложненного фонда скважин: оборудование, реагенты, методики, ОПИМониторинг работы механизированного фонда скважин, одновременно-раздельная эксплуатацияОборудование и технологии для эксплуатации малодебитных скважин и скважин малого диаметраИспытания высокотемпературных систем погружной телеметрииПроизводство погружных вентильных двигателейДиагностика трубопроводов установками на основе ультразвуковых датчиков
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «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 («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.