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

Комплексный подход к анализу и контролю работы механизированного фонда скважин

Сегодня большинство нефтяных и газовых компаний все чаще сталкивается с трудностями, связанными с увеличением трудозатрат в большей степени из-за неуклонного роста числа добывающих скважин и осложнения условий добычи и эксплуатации. При этом рост численности квалифицированного персонала, как правило, незначителен.

Подготовка квалифицированных специалистов, способных вывести скважину на установившийся режим с учетом изменения технических, технологических и геологических параметров скважины, – одна из самых сложных задач.

24.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Еникеев Руслан Марсельевич Ведущий инженер по новым технологиям Департамента добычи нефти и газа ПАО АНК «Башнефть»
Гадельшин Эмиль Вильевич Начальник отдела развития и новых технологий ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»
Терехов Антон Павлович Ведущий технолог отдела развития и новых технологий ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»

ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» – подразделение ПАО АНК «Башнефть», оказывающее услуги в области исследований и технологической поддержки при разработке, освоении и эксплуатации нефтегазовых месторождений. В состав охватываемых направлений входят скважинные исследования и испытания, технологическое сопровождение добычи, химико-аналитические исследования и исследования в области охраны окружающей среды. Благодаря синергии этих направлений было создано комплексное решение для нефтяных компаний – «Контроль работы и анализ механизированного фонда скважин».

Развитие комплексного подхода к контролю и анализу механизированного фонда скважин берет свое начало с 2013 года, когда в АНК «Башнефть» родилась идея выделить вывод скважин на режим (ВНР) в самостоятельную комплексную услугу в рамках Компании. Основными причинами такого решения были отсутствие круглосуточного технологического персонала в ЦДНГ, а также активное проведение ГТМ, в том числе ГРП, требующих усиленного контроля работы ГНО. Департамент добычи нефти и газа АНК «Башнефть» совместно с Отделом главного технолога ООО «Башнефть-Добыча» подготовили нормативную базу и сформировали техническое задание. В итоге перед ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» была поставлена задача по созданию полноценного круглосуточного технологического центра для контроля за самым сложным и ответственным этапом эксплуатации скважин – ВНР.

СХЕМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ВНР И ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С ЗАКАЗЧИКОМ В ООО «БАШНЕФТЬ-ПЕТРОТЕСТ»

В целях качественного выполнения поставленных задач была разработана система технологического контроля ВНР. В Компании сформирована нормативная база, проведено обучение персонала, ряд НИОКР, силами ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ», ООО «БашНИПИнефть» и ООО «Башнефть-Информ» разработано несколько информационных систем и модулей, направленных на контроль работы фонда и ВНР скважин. Сегодня это система, включающая в себя ПО для проведения данных исследований химико-аналитическими лабораториями (ПК ЛИУС/ЛИС), систему телемеханики (АДКУ-2000), информационную систему ГДИС и ВНР «ОТС», ОИС+ Добыча и ИС «Система мониторинга и анализа работы мехфонда – PALM» (рис. 1).

Рис.1. Схема реализации контроля ВНР в ПАО АНК «Башнефть»
Рис.1. Схема реализации контроля ВНР в ПАО АНК «Башнефть»

На текущий момент в нормативной документации и в действующих договорах четко разграничены зоны ответственности всех участников процесса ВНР и порядок их взаимодействия. Созданный Инженерно-технический центр призван помочь оперативно решать возникающие вопросы, круглосуточно принимать оптимальные решения с минимальными временными затратами. Активное развитие направления и достижение успешных результатов по проекту ВНР позволили взглянуть на другие процессы в эксплуатации с позиции нового качественного уровня.

Функционально процесс внутреннего аутсорсинга вывода скважин на режим реализован в соответствии со схемами (рис. 1-4). Порядок оказания услуг по ВНР выглядит следующим образом:

  • заявки на проведение ВНР, а также плановые технологические и геологические показатели поступают на электронную почту дежурного технолога ситуационного центра ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» от представителей ЦДНГ;
  • в процессе ВНР осуществляется «отбивка» уровней, обязательные отбор и анализ проб, а современное оснащение собственных химико-аналитических лабораторий ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» на территории Республики Башкортостан и за ее пределами позволяет оперативно производить при ВНР практически любые промысловые лабораторные исследования, такие как определение обводненности, КВЧ, вязкости продукции скважин, шестикомпонентный анализ воды и т.д., и заносить всю информацию в БД и карты ВНР; данные вносятся в ЛИУС и карту ВНР (модуль «ОТС-ПЕТРОТЕСТ»);
  • корректировка защит и настроек СУ, подбор режима работы УЭЦН, мониторинг работы УЭЦН в период ВНР, сбор информации, полученной от СУ, осуществляются технологом ВНР посредством удаленного доступа, либо при отсутствии удаленного доступа – оператором ВНР. В этом случае дляпередачи данных в режиме реального времени используется планшетный компьютер со специализированным программным обеспечением для внесения параметров в БД напрямую с устья скважины. Этот гаджет, является частью информационной системы «ОТС-ПЕТРОТЕСТ», специально разработанной ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» для сбора, хранения, первичного анализа и оперативного доступа к информации и которая имеет три уровня доступа (рис. 4): на базе Android (для оператора); локальный (для технолога); WEB-доступ (для руководителя).
  • оперативное принятие решений по изменению режима работы УЭЦН осуществляет инженерно-технический персонал ВНР круглосуточного инженерного центра ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ». Ключевые решения в обязательном порядке согласуются с Отделом главного технолога и специалистами НГДУ ООО «Башнефть-Добыча». При этом всегда учитываются геологические особенности скважины, вид операций, произведенных при ТКРС, вид оборудования, спущенного при ремонте, осложнения при эксплуатации скважины и технологические ограничения по оборудованию.
Рис. 2. Схема централизации данных
Рис. 2. Схема централизации данных
Рис. 3. Общая схема процесса ВНР в ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»
Рис. 3. Общая схема процесса ВНР в ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»
Рис. 4. Уровни доступа к БД «ОТС» (модуль ВНР)
Рис. 4. Уровни доступа к БД «ОТС» (модуль ВНР)

Такой подход позволяет выявлять и своевременно компенсировать различные осложнения при ВНР. К примеру, в момент появления притока происходит изменение вязкости, веса и газосодержания продукции, по мере вовлечения пласта в работу увеличивается влияние мехпримесей на работу УЭЦН. Анализ динамики технических и технологических параметров установки и самой скважины, а также обязательное рассмотрение ситуации в комплексе (технология и геология) позволяют качественно оценивать возможные осложнения, принимать нестандартные решения, помогают стабилизировать работу УЭЦН и достигать расчетных значений забойного давления и дебита. Это, в свою очередь, служит залогом наиболее взвешенных и согласованных решений, позволяющих наилучшим образом осуществлять ВНР даже самых сложных с точки зрения эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА СРОК СЛУЖБЫ ГНО

По результатам анализа статистических данных, накопленных в рамках проекта аутсорсинга ВНР, нам удалось определить ключевые факторы, влияющие на срок службы погружного оборудования (УЭЦН). Среди них ошибки при реализации ВНР и нарушение самой технологии, наличие осложняющих условий эксплуатации и естественный износ оборудования. Основной фактор (43%), влияющий на снижение ресурса УЭЦН, – это некачественный вывод УЭЦН на установившийся режим работы скважины после ремонта (рис. 5).

Рис. 5. Интенсивность отказов оборудования на различных стадиях эксплуатации ГНО
Рис. 5. Интенсивность отказов оборудования на различных стадиях эксплуатации ГНО
Рис. 6. Причины продолжительности ВНР более пяти суток
Рис. 6. Причины продолжительности ВНР более пяти суток

Ошибки и нарушение технологии вывода скважин на режим приводят к значительному снижению ресурса установки и, как правило, к неизбежному преждевременному отказу оборудования. Среди других осложняющих факторов можно отметить значительный территориальный разброс скважин и такую характерную особенность, как некустовое расположение скважин и сезонное отсутствие подъездных путей.

Рис. 7. Доля осложненных ВНР
Рис. 7. Доля осложненных ВНР

 

Считается, что вывод скважины на технологический режим занимает от нескольких часов до двух-трех суток в зависимости от типа скважины. Однако на практике стабилизация работы системы «скважина-пласт» происходит в течение более длительного периода: от 3 до 15 суток. Также в значительной степени на продолжительность ВНР влияют следующие факторы (рис. 6, 7):

 

  • осложнения, связанные с особенностью продуктивного пласта (вязкость, отложение солей, высокий Гф, низкий динамический уровень и т.д.) (22%);
  • осторожный разгон с пониженных частот (риск залпового выноса КВЧ) (34%);
  • глушение скважины тяжелыми растворами (8%);
  • ошибки при определении потенциала скважины после ГТМ (26%);
  • повышенный контроль по инициативе заказчика (высокотоннажные скважины, ОПИ и т.д.) (10%).
Рис. 8. Качество выполненных работ
Рис. 8. Качество выполненных работ

Сегодня благодаря этому решению силами круглосуточного технологического центра на режим было успешно выведено более 2500 скважин, оборудованных УЭЦН. При этом не было допущено ни единого отказа по причине некачественного ВНР (рис. 8).

Отработав все нюансы ВНР в рамках внутреннего аутсорсинга и получив хорошие результаты с точки зрения эффективности процесса ВНР, мы решили двигаться дальше в этом направлении.

 

 

НЕОБХОДИМОСТЬ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН

В целях улучшения качества проведенных исследований и сокращения потерь нефти на проведение исследований было принято решение объединить круглосуточный технологический центр и отдел инженерно-аналитического сопровождения исследований, для проведения ГДИС по данным ТМС, получаемых в режиме онлайн как при ВНР, так и при эксплуатации скважин. Общая особенность таких ГДИ скважин состоит в том, что они могут быть проведены автоматически (незапланированно).

Проведение исследований на различных режимах эксплуатации ГНО по данным, полученным от СУ УЭЦН и АГЗУ, позволяет получить следующую информацию о продуктивном пласте:

  • проницаемость;
  • скин-фактор;
  • коэффициент продуктивности;
  • текущее пластовое давление;
  • граничные условия.

Эти параметры помогают более точно определить ФЕС пласта, вести оперативный контроль за разработкой месторождения и прогнозировать изменение условий работы ГНО. В 2016 году на 10 скважинах были проведены пилотные ГДИС по данным ТМС и АГЗУ в режиме онлайн при осуществлении и после ВНР. Были получены следующие результаты:

  • ГДИС проводились без остановки скважины с изменением частоты питающего тока УЭЦН;
  • подбор режима работы скважины производился с учетом граничных условий работы ГНО, что позволило исключить остановку и отказ ГНО при ГДИС;
  • в процессе ГДИС велся круглосуточный онлайн-контроль за работой ГНО силами технологов ситуационного центра с мгновенным реагированием на внезапное возникновение критичных ситуаций и последующей корректировкой исследования;
  • сформировалась база низкочуствительных датчиков ТМС, при использовании которых определение свойств пласта становится невозможным;
  • были успешно получены значения текущего пластового давления, коэффициента проницаемости, гидро- и пьезопроводности (рис. 9).
Рис. 9. ГДИС методом непрерывного мониторинга по ТМС
Рис. 9. ГДИС методом непрерывного мониторинга по ТМС

Полученный опыт показал, что существует возможность сократить потери от проведения ГДИС на 10-30% в зависимости от оснащенности фонда скважин ТМС и СУ с ЧРП, минимизировать риск отказа ГНО при ГДИС, получить прогноз изменения параметров работы скважины в перспективе, производить экспресс-оценку фильтрационно-емкостных параметров пласта без остановок скважины на регистрацию КВД и КВУ.

Следующим витком развития данного направления станет онлайн-контроль состояния ПЗП путем мониторинга данных ТМС и анализа добычи, что позволит оперативно диагностировать падение Кпр и рекомендовать обязательные к ГТМ скважины без проведения привычных ГДИС.

В настоящее время ООО «БашНИПИнефть» ведется разработка алгоритмов для создания модуля автоматизированных ГДИС методом контроля забойного давления по ТМС.

Успешный опыт взаимодействия технологических и геологических служб позволяет наметить новый вектор развития и реализации данного центра – преобразование его в круглосуточный инжиниринговый центр по контролю мехфонда и ГДИС. В разработке этой системы принимают участие специалисты АНК «Башнефть», ООО «БашНИПИнефть», ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» и ООО «Башнефть-Добыча». Пилотные проекты проходят адаптацию на объектах НГДУ «Чекмагушнефть». Работа ведется одновременно на всех уровнях: активно внедряются высокоточные ТМС, поставщики СУ разрабатывают и адаптируют прошивки СУ под требования новой системы мониторинга, выбрана и выведана в работу система опроса и сбора информации, при этом важным аспектом выступает учет рисков в области безопасности информации и стабильности каналов передачи информации.

В комплекс услуг данного центра могут войти следующие направления (рис. 10):

  • ВНР скважин, включая отбор проб и исследования;
  • определение динамического и статического уровней в скважине, контроль изменений динамического уровня;
  • проведение факторного анализа по результатам ВНР;
  • круглосуточный мониторинг за работой «топового» фонда скважин;
  • определение гидродинамических параметров пласта по данным ТМС без остановки скважин (исследование при установившихся / неустановившихся режимах, оценка ФЕС, исследование профилей притока, прогноз потенциальной продуктивности, геофизические исследования), интерпретация полученных данных;
  • реализация пилотных проектов в рамках концепции «Умное месторождение».
Рис. 10. Проект инжинирингового центра по контролю за мехфондом и ГДИС в ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»
Рис. 10. Проект инжинирингового центра по контролю за мехфондом и ГДИС в ООО «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ»

Предлагаемая оптимизация обеспечит наиболее полный контроль работы механизированного фонда скважин и ее анализ и, как следствие, исчерпывающую информацию о состоянии пласта (оценка ФЕС), оптимальный подбор оборудования, сокращение времени проведения исследований, круглосуточную стабильную работу скважин в оптимальном режиме, максимальную оперативность при выявлении проблем и своевременное принятие геолого-технологических решений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как правило, практически все осложнения скважин уникальны в своем проявлении и требуют индивидуального подхода к каждому отдельному случаю. Системный подход к нормативной базе, тщательный анализ условий эксплуатации ГНО и поиск новых подходов к проведению работ с фондом скважин позволяют повысить ключевые показатели эффективности работы механизированного фонда. Развитие информационных систем, широкое внедрение высокоточных датчиков и СУ с частотным приводом, совместная работа технологических и геологических служб позволят получить синергетический эффект, что в свою очередь существенно расширит инструментарий, повысит безопасность выполняемых работ, точность и скорость принятия решений при эксплуатации фонда скважин и контроль над разработкой месторождений.

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
Телемеханизация фонда УЭЦН в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Автоматизация процесса подготовки инвентаризационных описей к сдаче в бухгалтерию
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.