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

Технологии и оборудование для повышения эффективности эксплуатации осложненного фонда скважин

Для повышения надежности работы скважин осложненного фонда и сокращения числа отказов внутрискважинного оборудования ГК «Система-Сервис» предлагает использовать технологию вывода свободного газа из подпакерной зоны и СУ с частотным преобразователем для УШГН, технологию E-lift, а также гидроуправляемый клапан КПУ-114. Рекомендуемый подход к предотвращению механического повреждения нефтепогружного кабеля (МПК) – замена освинцованного кабеля на кабель КИФБП и внедрение вращающихся центраторов при спуске оборудования в горизонтальный участок скважины.

Для сокращения затрат на бурение скважин и вовлечения объектов многопластовых месторождений в разработку ГК «Система-Сервис» продолжает совершенствование и внедрение систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).

Наконец, для решения большинства проблем, связанных с влиянием осложняющих факторов при добыче нефти, разработан погружной низкооборотный электродвигатель ЭДСС в комплекте с УЭВН.

В настоящей статье представлены особенности и результаты применения перечисленных технологий на скважинах нефтедобывающий компаний Татарстана.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Ямалиев Радик Рифгатович Главный инженер ООО «Сервис НПО»
Мотин Александр Анатольевич Начальник отдела маркетинга ООО «УК «Система-Сервис»

ГК «Система-Сервис» обслуживает более 6 тыс. скважин, оборудованных установками электропогружных насосов (УЭПН), 17% которых относятся к осложненному фонду. К основным осложняющим факторам, влияющим на работу ЭПН на обслуживаемом фонде, относятся высокое содержание газа на приеме насоса; отложение солей, образование АСПО на рабочих органах ЭПН; превышение допустимой кривизны ствола скважины; вынос мехпримесей; высокие агрессивность и вязкость добываемой продукции.

Помимо сервисного обслуживания фонда скважин с УЭПН, входящие в состав ГК «Система-Сервис» предприятия также разрабатывают и внедряют различные технологии на фонде УШГН.

ВЫВОД СВОБОДНОГО ГАЗА ИЗ ПОДПАКЕРНОЙ ЗОНЫ

По запросу ряда заказчиков для борьбы с высоким содержанием газа на приеме ШГН и сокращения количества ремонтов из-за срыва подачи при эксплуатации скважины однолифтовой установкой ОРЭ специалисты ГК «Система-Сервис» предложили технологию вывода свободного газа из подпакерной зоны на устье скважины с применением капиллярного трубопровода и устройства герметичного ввода капилляра (рис. 1).

Рис. 1. Вывод газа из подпакерной зоны
Рис. 1. Вывод газа из подпакерной зоны

Данная технология была успешно внедрена на трех скважинах нефтяных компаний Татарстана с текущими наработками более 100 сут. Применение капиллярного трубопровода позволило полностью исключить срывы подачи ШГН.

К преимуществам данной технологии по сравнению с использованием пакера с газоперепускным клапаном можно отнести отсутствие клапана, исключающее ремонт по причине его отказа; возможность продувки капиллярного трубопровода; а также возможность вывода газа на поверхность за исключением случаев накопления газа в затрубном пространстве.

Рис. 2. Внешний вид СУ с частотным преобразователем для ШГН с открытой малой дверцей управления
Рис. 2. Внешний вид СУ с частотным преобразователем для ШГН с открытой малой дверцей управления

СУ С ЧАСТОТНЫМ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕМ ДЛЯ ШГН

В разработанных нами станциях управления (СУ) с частотным преобразователем для ШГН (рис. 2) реализованы функции защиты от обрыва ремней и зависания штанг. Алгоритмы защиты работают по всем энергетическим параметрам двигателя. К контроллеру подключаются датчики давления, счетчики количества жидкости (СКЖ), электроконтактные манометры (ЭКМ), расходомер «Взлет», динамограф ДДС-04.

Реализована возможность работы в периодическом режиме, а также по режиму с заданием до трех интервалов в сутки, в каждом из которых двигатель будет работать на разных частотах. В случае использования СУ в комплекте с частотным преобразователем, динамографом, уровнемером или системой погружной телеметрии (ТМС) скважина может эксплуатироваться с поддержанием заданного уровня жидкости на приеме насоса, или по оптимальному наполнению насоса. Наличие GPRS-модема в составе СУ позволяет контролировать работу двигателя, дистанционно управлять режимом работы и изменять все уставки защит.

Эффект от внедрения СУ достигается в результате обеспечения бесперебойной работы скважин с нестабильным притоком из пласта при низких забойных давлениях. По функционалу данная СУ ничем не уступает станции на базе контроллера зарубежного производства, а по стоимости значительно выигрывает. Десять СУ с частотным преобразователем для ШГН успешно прошли ОПИ на объектах НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть» и по состоянию на апрель 2017 года продолжают эксплуатироваться. К станциям были подключены все вторичные приборы (динамограф, уровнемер, расходомер), что позволило обеспечить оптимальный уровень давления на приеме насоса в условиях нестабильных и низких пластовых давлений.

Рис. 3. Технология E-lift
Рис. 3. Технология E-lift

ТЕХНОЛОГИЯ E-LIFT

Для обеспечения устойчивой работы УЭПН при добыче сверхвязкой нефти (СВН) при использовании парогравитационного дренирования продуктивного пласта в условиях низких забойных давлений, высоких содержания газа на приеме насоса и температуры откачиваемой продукции предлагается применять технологию E-lift. Ее суть заключается в спуске в скважину УЭПН внутри дополнительной колонны НКТ с герметизированным нижним отверстием и дополнительными сквозными отверстиями ниже динамического уровня (рис. 3). Пар и газ выделяются из продукции скважины и отводятся на поверхность по межтрубным кольцевым пространствам, а разгазированная продукция откачивается погружной насосной установкой с кожухом. Данная схема исключает срывы подачи.

Технология была успешно испытана и внедрена на двух скважинах НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть». Наработка оборудования по состоянию на апрель 2017 года составила 311 и 363 сут соответственно. При этом на первой скважине достигнуто увеличение дебита нефти в 3,5 раза и снижение паронефтяного соотношения в 1,8 раза; на второй скважине при сохранении дебита нефти паронефтяное соотношение снижено вдвое.

ГИДРОУПРАВЛЯЕМЫЙ КЛАПАН КПУ-114

Для защиты погружного оборудования от срывов подачи на скважине НГДУ «Нурлатнефть» совместно с ООО «НПФ «Пакер» был разработан и внедрен гидроуправляемый клапан КПУ-114. Его применение позволяет менять точку отбора жидкости без извлечения или перемещения погружного оборудования по стволу скважины (рис. 4).

Рис. 4. Гидроуправляемый клапан КПУ-114
Рис. 4. Гидроуправляемый клапан КПУ-114

Клапан управляется при помощи маслосистемы, в которую через капиллярный трубопровод подается масло. Когда клапан открыт, подъем жидкости осуществляется через фильтровую часть кожуха. Если происходит прорыв пара или начинается неравномерная разработка участка, клапан закрывается, и жидкость начинает поступать через обратный клапан, благодаря чему достигается равномерная разработка фильтровой части битумного месторождения.

В рамках программы ОПИ данная технология была внедрена на одной скважине НГДУ «Нурлатнефть». По состоянию на апрель 2017 года оборудование находится в работе с текущей наработкой 256 суток.

СОКРАЩЕНИЕ ЧИСЛА ПОВТОРНЫХ РЕМОНТОВ ИЗ-ЗА МПК

Большая часть повторных ремонтов на горизонтальных скважинах СВН производилась по причине повреждения кабеля при спуске оборудования. МПК обусловлены тем, что ЭЦН спускается в горизонтальный участок ствола скважины в месте перехода от обсадной колонны диаметром 179 мм к колонне 148 мм. Также спуск оборудования осложняется расположением в стволе скважины колтюбинговой трубы (ГНКТ), в которой находится оптоволоконный кабель, предназначенный для контроля температуры ствола скважины. Соответственно, при спуске УЭЦН упирается либо в сочленение обсадных труб разного диаметра, либо в ГНКТ, что и становится причиной повреждения.

За скользящий год в составе УЭЦН было спущено 157 комплектов освинцованного кабеля КЭСБП-230 3х10, и в 37 случаях потребовался повторный подъем оборудования из-за МПК. Чтобы сократить количество таких ремонтов, мы предложили заменить освинцованный кабель на термостойкий (до 250°С) и меньший по габаритам кабель КИФБП производства ООО «Татнефть-Кабель».

Рис. 5. Доля повторных ремонтов по причине МПК за скользящий год на скважинах СВН при использовании КЭСБП и КИФБП
Рис. 5. Доля повторных ремонтов по причине МПК за скользящий год на скважинах СВН при использовании КЭСБП и КИФБП

Влияние габаритов кабеля на вероятность его механического повреждения было подтверждено на практике: за скользящий год частота допущенных случаев повреждения кабеля КИФБП составила всего 4% по сравнению с 23,6% при использовании освинцованного кабеля (рис. 5).

Кроме того, для исключения повреждения погружного кабеля было предложено использовать вращающийся центратор, устанавливаемый в нижней части УЭЦН на основание ПЭД. Такой центратор приподнимает УЭЦН, тем самым обеспечивая отсутствие контакта УЭЦН и колтюбинговой трубы, расположенной вдоль ствола скважины (рис. 6). В случае если ГНКТ попадает между ребрами центратора, при спуске УЭЦН вращается только центратор, а не вся установка, что исключает вероятность отворота резьбовых соединений, а следовательно, повреждения трубы и кабеля.

Рис. 6. Использование вращающегося центратора для сокращения числа МПКРис. 6. Использование вращающегося центратора для сокращения числа МПК
Рис. 6. Использование вращающегося центратора для сокращения числа МПК
Рис. 7. Схема ОРЭ ЭЦН(ЭВН)-ШГН
Рис. 7. Схема ОРЭ ЭЦН(ЭВН)-ШГН

ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ОРЭ

Таблица 1. Технические характеристики схемы ОРЭ ЭЦН(ЭВН)+ШГН
Таблица 1. Технические характеристики схемы ОРЭ ЭЦН(ЭВН)+ШГН

Для сокращения капитальных затрат на бурение скважин, увеличения степени охвата разработки многопластовых месторождений и увеличения добычи нефти мы совместно с институтом «ТатНИПИнефть» продолжаем активно изготавливать и внедрять системы ОРЭ. Первая схема ОРЭ, которую мы начали внедрять более 10 лет назад, – схема ЭЦН-ШГН (рис. 7, табл. 1). Всего по состоянию на апрель 2017 года на скважинах ПАО «Татнефть» и ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» внедрено 375 таких компоновок. Данная конструкция проста в изготовлении и эксплуатации, поскольку в ее составе используется стандартное насосное оборудование габарита 5А, которое монтируется выше пакера, и поэтому для ревизии и замены может быть поднято без его срыва. На основании схемы ЭЦН-ШГН были разработаны и другие схемы ОРЭ, в том числе ЭВН-ШГН, а также схема внутрискважинной перекачки (ВСП) ВСП-НСДД.

Рис. 8. Схема ОРЭ ЭЦН-ЭЦН
Рис. 8. Схема ОРЭ ЭЦН-ЭЦН
Таблица 2. Технические характеристики схемы ОРЭ ЭЦН-ЭЦН
Таблица 2. Технические характеристики схемы ОРЭ ЭЦН-ЭЦН

В числе последних разработок нашей компании – схема ОРЭ ЭЦН-ЭЦН, которая позволяет эксплуатировать каждый пласт в оптимальном режиме с УЭЦН (рис. 8, табл. 2). Использование стандартного оборудования габарита 5 или 5А в составе данной компоновки имеет стоимостное преимущество перед использованием малогабаритных установок. Контроль дебита и обводненности в данном случае осуществляется посредством прямого замера при остановке одного из насосов. Забойное давление измеряется посредством ТМС. Данная технология успешно внедрена на трех скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Рис. 9. Схема «дублирующий ЭЦН»
Рис. 9. Схема «дублирующий ЭЦН»

ДУБЛИРУЮЩИЙ ЭЦН

Таблица 3. Технические характеристики схемы «дублирующий ЭЦН»
Таблица 3. Технические характеристики схемы «дублирующий ЭЦН»

Для решения проблемы негативного влияния выноса проппанта и твердых взвешенных частиц (ТВЧ) на работу установки после обработки призабойной зоны (ОПЗ) и гидроразрыва пласта (ГРП) совместно со специалистами ПАО «ЛУКОЙЛ» была разработана схема «дублирующий ЭЦН». В этой схеме нижний «жертвенный» ЭЦН запускается для освоения скважины с выносом проппанта и мехпримесей после ГРП, а после его отказа для дальнейшей эксплуатации скважины запускается верхняя установка (рис. 9, табл. 3).

Применение схемы «дублирующий ЭЦН» целесообразно на удаленных скважинах с ограниченной логистикой, где сезонное отсутствие дорог создает сложности с поставкой оборудования и оперативной постановкой бригады ПРС, а также при освоении скважин после бурения или проведения ГРП. Использование данной схемы позволяет сократить недоборы нефти и затраты на эксплуатацию скважин осложненного фонда.

ЭДСС В КОМПЛЕКТЕ С УЭВН

Для решения большинства проблем, связанных с влиянием осложняющих факторов при добыче нефти, ГК «Система-Сервис» предлагает использовать погружной низкооборотный электродвигатель ЭДСС в комплекте с УЭВН.

К основным преимуществам внедрения ЭДСС с УЭВН можно отнести следующие:

  • возможность добычи нефти в условиях, где эксплуатация другого оборудования (ШГН, ЭЦН, ШВН и т.д.) малоэффективна или вовсе невозможна;
  • оптимизация частоты вращения под наибольший ресурс винтовых насосов (50-480 об./мин);
  • высокая адаптационная способность установки к дебиту скважины: точность регулирования составляет до 7 л/сут, шаг – 0,43 об./мин;
  • управление и защита двигателя осуществляется станциями управления (СУ) для асинхронных ПЭД с преобразователем частоты, благодаря чему при внедрении ЭДСС можно продолжать использовать стандартную СУ;
  • двигатель развивает высокий удельный крутящий момент.

ЭДСС в комплекте с УЭВН наиболее эффективны по сравнению с другими установками для добычи нефти, поскольку для них характерно отсутствие отказов, связанных с применением колонны штанг, возможность точного регулирования отбора жидкости в широком диапазоне и добыча нефти с осложняющими эксплуатацию факторами (табл. 4).

Таблица 4. Сравнительные преимущества ЭДСС
Таблица 4. Сравнительные преимущества ЭДСС

Данная установка может применяться на мало- и среднедебитном фонде скважин производительностью от 1 до 96 м3/сут, в том числе в скважинах с высоковязкой нефтью (до 5000 сПз) и образованием водонефтяных эмульсий (ВНЭ), высоким содержанием газа на приеме насоса (до 50%) и повышенным содержанием мехпримесей. Установку можно использовать в скважинах с ограничениями для ШГН по отклонению ствола скважины от вертикали (до 80°) и по глубине спуска (до 2400 м), а также в скважинах с нестабильным пластовым давлением за счет возможности регулирования скорости вращения в широком диапазоне – от 50 до 480 об/мин.

Подбор двигателей к УЭВН в зависимости от их напорно-расходных характеристик (НРХ) и соответственно развиваемых моментов нагрузки осуществляется с использованием специальной таблицы (рис. 10).

Рис. 10. Область применения УЭВН с ЭДСС
Рис. 10. Область применения УЭВН с ЭДСС

Поскольку для ЭВН характерно постоянство момента нагрузки и развиваемого напора независимо от частоты вращения, подбор двигателя осуществляется по величине момента (табл. 5).

Таблица 5. Технические характеристики низкооборотных электродвигателей при работе через СУ с ЧП
Таблица 5. Технические характеристики низкооборотных электродвигателей при работе через СУ с ЧП

По состоянию на 10 апреля 2017 года внедрены 25 УЭВН на базе ЭДСС, максимальная текущая наработка составила 689 сут (табл. 6). Потребности заказчиков в этих установках растут, и в апреле 2017 года было определено порядка 50 скважин для дальнейшего внедрения УЭВН с ЭДСС.

Таблица 6. Текущая наработка УЭЦН с ЭДСС по состоянию на 10.04.2017 г.
Таблица 6. Текущая наработка УЭЦН с ЭДСС по состоянию на 10.04.2017 г.

Благодаря своим технологическим преимуществам, УЭВН на базе ЭДСС может рассматриваться не только как средство решения проблем на осложненном фонде, но и как альтернатива существующим способам добычи на мало- и среднедебитном фонде скважин.

Таблица 7. Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть»
Таблица 7. Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть»
Таблица 8. Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» ПАО «Татнефть»
Таблица 8. Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» ПАО «Татнефть»
Таблица 9.Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть»
Таблица 9.Результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть»

В качестве примеров приведем результаты внедрения УЭВН с ЭДСС на отдельных скважинах. Так, на скважине НГДУ «Альметьевнефть», на которой ранее использовалась УЭВН с асинхронным двигателем с частотой 1500 об/мин, в результате внедрения данной установки было достигнуто снижение удельного энергопотребления более чем в четыре раза, повышение НнО, а также увеличение добычи нефти за счет углубления подвески и диапазона регулирования (табл. 7). После внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Азнакаевскнефть» по сравнению с УЭЦН, которая почти не могла работать в условиях ВНЭ, удельное энергопотребление снизилось в три раза и существенно выросла НнО (табл. 8).

Наконец, в результате внедрения УЭВН с ЭДСС на скважине НГДУ «Нурлатнефть» вместо УШГН достигнуто снижение удельного энергопотребления более чем в два раза и повышена НнО (табл. 9). Также при эксплуатации ШГН на скважине два раза в месяц проводились реанимационные мероприятия по причине зависания штанговой колонны: заливка реагента в затрубное пространство, расхаживание штанговой колонны с частотно-регулируемым электроприводом, необходимость в которых отпала после перехода на УЭВН с ЭДСС.

ВЫВОДЫ

Результатом реализации мероприятий и технологий, направленных на борьбу с осложняющими факторами, стал рост МРП обслуживаемого фонда скважин с УЭЦН за 2016 год с 767 до 863 сут (рис. 11).

Рис. 11. Динамика МРП обслуживаемого фонда скважин с УЭЦН
Рис. 11. Динамика МРП обслуживаемого фонда скважин с УЭЦН

ГК «Система-Сервис» предлагает рассмотреть возможность использования представленного выше оборудования и технологий на фонде скважин Вашей нефтяной компании. Наши специалисты готовы произвести подбор скважин, все необходимые расчеты для подбора оборудования, его изготовление и шефмонтаж.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Радик Рифгатович, выполняет ли ваша компания глушение скважины при внедрении технологии вывода свободного газа из подпакерной зоны в составе однолифтовой компоновки ОРЭ?
Радик Ямалиев: Нет, вопрос глушения скважины заказчик решает самостоятельно.
Вопрос: Позволяют ли габариты СУ с частотным преобразователем для ШГН в составе данной компоновки установить ее на площадке вместе со станком-качалкой?
Р.Я.: Благодаря небольшим габаритам – примерно вполовину меньшим, чем шкаф ЭЦН – данная СУ умещается на площадке со станком-качалкой.
Вопрос: Может ли ЭДСС в комплекте с УЭВН работать в условиях высоких температур?
Р.Я.: Нет, но в настоящее время мы ведем разработку термостойкого комплекта оборудования, который сможет работать при температурах добываемого флюида до 150°С.
Вопрос: Какие эластомеры вы планируете при этом использовать?
Р.Я.: Мы планируем вести подбор эластомеров совместно с производителями винтовых насосов.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Новые технологии Baker Hughes в области механизированной добычи
Система управления и мониторинга для установок штанговых винтовых насосов
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
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.