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

Новые технологии механизированной добычи компании «Шлюмберже» для осложненных скважинных условий

Инженеры компании «Шлюмберже» (Schlumberger) разработали ряд зарекомендовавших себя и инновационных решений для добычи нефти. Так, установка электровинтового насоса (УЭВН) Schlumberger-KUDU построена на базе тихоходного вентильного электродвигателя с использованием унифицированных компонентов и технических решений, отлично показавших себя в высоконадежных асинхронных ПЭД REDA Maximus. Насосы Schlumberger-REDA Continuum предназначены для скважин, осложненных большим количеством свободного газа и механических примесей, например, после многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в низкопроницаемых коллекторах. УЭЦН REDA Continuum изготавливаются в коррозионно-стойком компрессионном исполнении и благодаря технологии REDA Maximus Plug and Play позволяют проводить быстрый монтаж установки силами персонала заказчика. Для снижения общих затрат при эксплуатации высокодебитных скважин разработана технология заканчивания Zeitecs Shuttle, позволяющая производить оперативную смену ЭЦН без привлечения бригады ТКРС, избегая при этом глушения скважины и кольматации призабойной зоны.

11.05.2017 Инженерная практика №01-02/2017
Эрдман Андрей Владимирович Руководитель отдела продаж службы механизированной добычи Schlumberger

УЭВН SCHLUMBERGER-KUDU

Установка бесштангового погружного электровинтового насоса (УЭВН) Schlumberger-KUDU представляет собой полнокомплектную установку ЭВН с тихоходным вентильным электродвигателем (ВЭД) (рис. 1), разработанную для применения в скважинах с низким дебитом и высокой концентрацией взвешенных частиц (КВЧ). Номенклатурный ряд винтовых насосов KUDU позволяет подобрать оптимальный типоразмер для добычи как высоковязких, так и легких нефтей в широком диапазоне обводненности продукции, что обеспечивает эффективное решение проблемы эксплуатации осложненного, малодебитного фонда, остро стоящую перед добывающими компаниями в настоящее время.

Рис. 1. УЭВН Schlumberger-KUDU
Рис. 1. УЭВН Schlumberger-KUDU

Современная конструкция безредукторного вентильного привода обеспечивает высокий момент (до 1000 Н·м) и КПД в широком диапазоне частот вращения. В свою очередь, высокий КПД винтового насоса KUDU способствует повышению энергоэффективности и рентабельности добычи нефти, а также снижает интенсивность коррозии и солеотложений вследствие минимального нагрева по сравнению с традиционными системами УЭЦН на базе асинхронных ПЭД. Низкие значения номинальных токов сокращают потери в кабеле и пусковые токи, что увеличивает срок службы кабеля и повышает энергоэффективность добычи нефти.

На заводе «Тюменские насосы «Шлюмберже» был внедрен в производство вентильный двигатель 456 серии с внешним габаритом 116 мм (рис. 2).

Рис. 2. Асинхронный и синхронный (вентильный) электродвигатель
Рис. 2. Асинхронный и синхронный (вентильный) электродвигатель
Таблица 1. Технические характеристики УЭВН Schlumberger-KUDU
Таблица 1. Технические характеристики УЭВН Schlumberger-KUDU

Максимальная мощность двигателя составляет 85 кВт при номинальной частоте вращения ротора от 50 до 750 об/мин (табл. 1).

УЭВН Schlumberger-KUDU доступны в двух комплектациях: базовой и коррозионно-стойкой. Последняя предназначена для скважин с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа в добываемой жидкости.

К основным преимуществам УЭВН относятся:

  • возможность эксплуатации скважин с дебитом менее 30 м3/сут в постоянном режиме;
  • уменьшение периода простоя скважин и увеличение объема добычи нефти;
  • снижение энергопотребления на 30-50% и более по сравнению с УЭЦН аналогичной производительности;
  • возможность работы с жидкостью с содержанием твердых взвешенных частиц (ТВЧ) до 30% от общего объема;
  • отсутствие обрывов колонны насосных штанг;
  • глубина спуска установки более 2000 м;
  • возможность использования механических методов очистки лифта;
  • регулирование подачи частотой без значительного изменения напора;
  • стабильная работа системы пласт-скважина с постоянной депрессией.

УЭЦН SCHLUMBERGER-REDA CONTINUUM

Технология REDA Continuum была разработана компанией «Шлюмберже» для особо осложненных скважин, в том числе после МГРП, для которых характерны кратное падение дебита в первые месяцы работы, высокое содержание свободного газа на приеме насоса и высокий уровень выноса мехпримесей.

Повышенная надежность и расширенный рабочий диапазон УЭЦН REDA Continuum в этих условиях достигается за счет применения усовершенствованной системы радиальных опор, улучшенной компрессионной сборки и оптимизированной с применением средств компьютерного моделирования(CFD) проточной части рабочих органов насоса. Патентованная методика исполнения гидравлического затвора между рабочим колесом и направляющим аппаратом REDAGard позволяет снизить износ данного узла на 50%, что существенно продлевает срок службы и КПД насоса в скважинах с интенсивным выносом абразива.

Рис. 3. Параметры работы УЭЦН-REDA Continuum
Рис. 3. Параметры работы УЭЦН-REDA Continuum
Таблица 2. Типоразмеры УЭЦН-REDA Continuum
Таблица 2. Типоразмеры УЭЦН-REDA Continuum

Насосы REDA Continuum выпускаются в трех типоразмерах, «перекрывающих» диапазон дебитов от 26 до 927 м3/сут при частоте 50 Гц (табл. 2; рис. 3), а использование частотного преобразователя позволяет дополнительно расширить этот диапазон. В ходе промышленной эксплуатации оборудования REDA Continuum совместно с системой интеллектуального мониторинга LiftIQ на месторождениях США удалось добиться кратного увеличения НнО (рис. 4) в исключительно суровых скважинных условиях.

Рис. 4. Динамика НнО при использовании УЭЦН-REDA Continuum
Рис. 4. Динамика НнО при использовании УЭЦН-REDA Continuum

Установки REDA Continuum отличают следующие преимущества:

  • использование технологии REDA Maximus Plug and Play с заполнением ПЭД и гидрозащиты под вакуумом маслом высокой степени очистки и точным контролем вылета валов компрессионного насоса в заводских условиях. Обладая базовыми навыками монтажа УЭЦН, персонал Заказчика может монтировать эти установки без снижения конструкционной надежности и при любых погодных условиях. Так, например, сборка и монтаж УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» традиционно производится силами собственного персонала, при этом проблем с выходом оборудования из строя по причине брака монтажа не было обнаружено за весь период эксплуатации установок, а средняя наработка на отказ (СНО) оборудования состоянию на сентябрь 2016 года 1362 суток;
  • увеличение срока службы насоса при высоких КВЧ;
  • снижение абразивного износа узла уплотнения ступени на 50% за счет технологии REDAGard;
  • способность работать в скважинах с содержанием свободного газа на приеме насоса до 90% за счет оптимизированной геометрии проточной части ступеней насоса и использования мультифазного модуля MGH;
  • кратное увеличение наработки на отказ (НнО) по сравнению со стандартным ЭЦН;
  • снижение совокупной стоимости владения за счет снижения затрат на ремонт скважины, потерь добычи и повышения энергоэффективности оборудования.

ИННОВАЦИОННАЯ КОНЦЕПЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ЖИЗНЕННЫМ ЦИКЛОМ СКВАЖИН ПРИ МЕХДОБЫЧЕ

Анализ длительной эксплуатации скважин механизированного фонда показывает, что, как правило, достижение оптимальных отборов и экономических показателей затруднено вследствие всевозможных ограничений, связанных как непосредственно с погружным оборудованием и свойствами пласта и флюида, так и с дополнительными производственными факторами (табл. 3). Это приводит к снижению показателя накопленной добычи и росту совокупных затрат на добычу нефти.

Таблица 3. Основные ограничения при механизированной добыче
Таблица 3. Основные ограничения при механизированной добыче

Рассмотрим в качестве примера жизненный цикл гипотетической скважины, оптимальный уровень производительности которой показан на рис. 5 в виде пологой кривой.

При насосной эксплуатации в скважину непосредственно после бурения и/или ГТМ зачастую спускается «ЭЦН-жертва», который выходит из строя из-за засорения мехпримесями либо по причине неоптимального подбора типоразмера насоса в силу отсутствия точной информации о потенциале скважины. После отказа УЭЦН процесс эксплуатации скважины прерывается в ожидании подземного ремонта силами бригады ТКРС. Последующие периодические отказы и смены УЭЦН приводят к дополнительным простоям и потерям добычи.

При эксплуатации газлифтным способом появляется возможность произвести оперативную смену отказавшего внутрискважинного оборудования (газлифтных клапанов) при помощи канатной техники, что приводит к сокращению простоев и затрат на ремонт скважины. Данное преимущество является основной причиной популярности газлифта на морских платформах и в скважинах с подводным заканчиванием, характеризующихся исключительно высокими затратами на проведение подземного ремонта. Вместе с тем данный способ эксплуатации, как правило, обеспечивает меньшие депрессии по сравнению с насосной эксплуатацией, что не позволяет достичь оптимальных отборов из скважин (рис. 5). Данная проблема встает наиболее остро при вводе в эксплуатацию новых запасов морских месторождений, залегающих на больших глубинах и требующих использования ЭЦН для обеспечения необходимых дебитов и положительных экономических показателей проектов.

Рис. 5. Профиль добычи с внедрением УЭЦН и газлифта
Рис. 5. Профиль добычи с внедрением УЭЦН и газлифта

Инновационный подход заключается не только в повышении надежности работы насосного оборудования, но и в оперативности реагирования в случае его отказа. Компания «Шлюмберже» разработала уникальную технологию заканчивания скважины Zeitecs Shuttle, позволяющую в минимальные сроки (как правило, в течение нескольких часов) и с минимальными затратами провести смену УЭЦН по факту отказа, либо превентивно в случае наличия признаков износа и снижения производительности оборудования или с целью его оптимизации при изменении продуктивности скважины. Подобная концепция позволяет кратно уменьшить затраты на ремонт и увеличить накопленную добычу нефти (рис. 6).

Рис. 6. Профиль добычи с внедрением УЭЦН и технологией Zeitecs-ЭЦН Shuttle
Рис. 6. Профиль добычи с внедрением УЭЦН и технологией Zeitecs-ЭЦН Shuttle

ТЕХНОЛОГИЯ ZEITECS SHUTTLE

В отличие от стандартной, полностью извлекаемой при ремонте скважины компоновки УЭЦН, система заканчивания Zeitecs Shuttle включает в себя как извлекаемую (посредством канатной техники или ГНКТ) часть, так и дополнительное оборудование, спускаемое один раз при помощи подъемника (бригады ТКРС) и постоянно находящееся в скважине на протяжении всего срока ее эксплуатации.

Важнейшим компонентом системы является докстанция ЭЦН, спускаемая на промежуточной колонне НКТ совместно с кабелем ЭЦН. Док-станция включает в себя высоконадежный трехфазный электрический коннектор «мокрого» типа, идентичный применяемым в устьевых системах скважин с подводным заканчиванием. Конструкция коннектора обеспечивает многократное подключение и отключение насоса в скважинном флюиде в присутствии воды и абразивных частиц, что позволяет провести многочисленные смены ЭЦН в ходе жизненного цикла скважины без извлечения на поверхность док-станции и промежуточной колонны НКТ, а следовательно, без привлечения подъемника и бригады ТКРС. При этом обеспечивается возможность использования дополнительных компонентов нижней системы заканчивания, в том числе трубных лубрикаторных задвижек, клапанов-отсекателей и датчиков давления, что позволяет надежно изолировать продуктивную зону пласта при смене ЭЦН и избежать кольматации раствором глушения. При наличии пакера также обеспечивается герметизация затрубного пространства выше док-станции, что благоприятно влияет на наработку кабеля и препятствует коррозии ЭК.

Извлекаемая часть представляет собой стандартную компоновку ЭЦН с дополнительным коннектором, расположенным в нижней части ПЭД. При спуске компоновки ЭЦН на кабеле или ГНКТ коннектор обеспечивает необходимую ориентацию относительно док-станции, а также очистку и смазку трехфазного соединения при каждом подключении.

Применение технологии Shuttle на высокодебитном фонде позволяет минимизировать потери добычи нефти, ускорить и удешевить СПО, снизить риски по ТБ и ООС, уменьшить производственные срывы в работе и наладить плановую работу буровых и бригад ТКРС (рис. 7).

Рис. 7. Значение Shuttle в жизненном цикле скважины
Рис. 7. Значение Shuttle в жизненном цикле скважины

Опыт промышленного внедрения технологии Shuttle на месторождениях Ближнего Востока показывает, что на операцию по замене УЭЦН в данных условиях необходимо 8-10 сут и персонал в количестве 30-40 человек, тогда как при использовании технологии Zeitecs-ЭЦН Shuttle для выполнения этой операции достаточно шести часов и трех человек.

Мокрое соединение Shuttle (рис. 8) прошло серьезные квалификационные испытания на 100 циклах соединения/разъединения в среде, имитирующей скважинные условия (нефть, вода, песок, давление, температура) и в фактических скважинных условиях в системах, находящихся в промышленной эксплуатации с 2009 года.

Рис. 8. Мокрое соединение в Zeitecs-ЭЦН Shuttle
Рис. 8. Мокрое соединение в Zeitecs-ЭЦН Shuttle
Таблица 4. Типоразмеры оборудования, используемые в технологии Zeitecs-ЭЦН Shuttle
Таблица 4. Типоразмеры оборудования, используемые в технологии Zeitecs-ЭЦН Shuttle

В настоящее время серия оборудования Shuttle представлена тремя типоразмерами, каждому из которых соответствует свой размер ЭК, НКТ и максимальный габарит ЭЦН (табл. 4).

Для оперативного спуска и извлечения ЭЦН можно использовать разные средства, в том числе лебедку с проволокой или геофизическим кабелем либо ГНКТ (рис. 9). Использование гибкой трубы фактически снимает ограничения по максимальному углу и весу УЭЦН, обеспечивая возможность спуска и извлечения оборудования даже в горизонтальном участке ствола скважины.

Рис. 9. Методы внедрения технологии Zeitecs-ЭЦН Shuttle
Рис. 9. Методы внедрения технологии Zeitecs-ЭЦН Shuttle

Суммарный период наработки систем Zeitecs-ЭЦН Shuttle по состоянию на август 2016 года составил 26 лет, максимальная текущая наработка систем в скважинных условиях – более шесть лет. Всего с 2009 года смонтировано 13 таких установок. За это время произведено более 50 операций по соединению/разъединению в скважинных условиях. Технология постепенно набирает обороты, и к ней как к инструменту снижения совокупной стоимости владения и повышения эффективности мехдобычи в условиях низких цен на нефть проявляет интерес все большее число заказчиков.

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
Надежность элементов погружного оборудования при эксплуатации в условиях коррозионно-активных сред. Расследование причин преждевременных отказов
Опыт внедрения НПУ-ВД-М на месторождениях АО «РИТЭК»
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.