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

Проблемы эксплуатации оборудования для ОРД и результаты ОПИ новых компоновок

Внедрение эффективных компоновок для одновременно-раздельной эксплуатации объектов разработки с различными фильтрационно-емкостными свойствами позволяет повысить депрессию в скважинах, интенсифицировать системы разработки низкопродуктивных (с малой нефтенасыщенной толщиной) пластов за счет приобщения таких объектов (уплотнение сетки без бурения), а также выравнивать профиль вытеснения нефти водой. При необходимости возможно зональное увеличение пластового давления. Кроме того, управление параметрами одновременно-раздельной добычи снимает проблему штуцирования нагнетательных скважин.

Хотя технологии одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов разработки были созданы и рекомендованы еще в середине прошлого века, в силу ряда факторов их распространение в России началось лишь сравнительно недавно. В настоящее время перед ПАО «ЛУКОЙЛ» стоит задача выбора и испытания оптимальных с технической и экономической точек зрения компоновок. В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен обзор и анализ результатов опытно-промышленных испытаний одно- и двухпакерной компоновок (1ПРОК-ОРЭ и 2ПРОК-ОРЭ) с управляемым клапаном на скважинах месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

11.10.2017 Инженерная практика №07/2017
Захаров Илья Владимирович Начальник отдела техники и технологии добычи нефти и газа Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, к.т.н.
Шляпчинский Александр Владимирович Ведущий инженер отдела техники и технологии добычи нефти и газа Направления добычи нефти Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ОРЭ

В опубликованной в 1965 г. брошюре «Большая нефть Тюмени» председатель Госкомитета нефтедобывающей промышленности при Госплане СССР Н.К. Байбаков писал: «Важным техническим мероприятием, резко сокращающим расходы средств и материалов на бурение и эксплуатацию нефтяных и газовых скважин, является одновременный раздельный отбор нефти или газа из нескольких пластов в одной скважине, а также одновременная раздельная закачка воды в несколько нефтяных пластов через одну скважину. Этот способ эксплуатации нашел широкое применение в зарубежной практике. В Соединенных Штатах Америки ежегодно вводится в эксплуатацию 2,5–3 тысячи новых скважин с одновременным раздельным отбором нефти или газа из нескольких пластов в одной скважине». Со временем актуальность проблемы ускоренного и массового внедрения оборудования ОРЭ нисколько не снизилась, а наоборот, даже выросла.

В условиях рыночной экономики, когда конкурентоспособность нефтедобывающих компаний во многом определяется уровнем затрат, возникла необходимость создания и широкомасштабного внедрения высокоэффективной техники и технологий одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов разработки (ОРЭ) многопластовых месторождений, включая технологии одновременно-раздельной добычи жидкости из нескольких пластов (ОРД) одной скважиной и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) рабочего агента через одну скважину системы поддержания пластового давления (ППД) в несколько пластов при системном управлении процессами по каждому пласту.

В последнее время интерес нефтяных компаний к внедрению оборудования для ОРЭ на многопластовых нефтяных месторождениях заметно усилился. Это связано с выходом предприятий на сложнопостроенные низкопродуктивные залежи, разработка которых самостоятельными сетками скважин убыточна. В этом случае только применение оборудования ОРЭ может обеспечить приемлемые экономические показатели разработки таких залежей.

Одна из причин таких достаточно малых объемов внедрения – отсутствие у производителей нефтяного оборудования перспективных оценок спроса на оборудование ОРЭ как по регионам нефтедобычи, так и в целом по стране. Вторая причина – несоответствие качества и надежности производимого отечественными предприятиями оборудования для ОРЭ требованиям времени.

СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОРЭ

Создание и внедрение оборудования для ОРД и ОРЗ началось в 1960-е годы. Оборудование было внедрено более чем в 4 тыс. скважин. Над его созданием работали отраслевые институты ОКБ РЭ (Баку), ОКБ БН (Москва), изобретатели и рационализаторы на промыслах. Однако активно начатая работа уже в 1970-х годах пошла на спад. Причиной тому отчасти стали дефицит заводских мощностей по изготовлению оборудования и отсутствие систем управления режимами работы разобщенных пластов. К тому же шло освоение высокодебитных месторождений (Самотлорского, Федоровского, Мамонтовского и др.), где не требовалось внедрение технологий ОРЭ.

На сегодняшний день существуют различные компоновки скважинного оборудования для ОРД, состоящие из одной и более насосных установок. Исследования предлагаемых на рынке дизайнов скважинного оборудования для ОРЭ позволили выявить его недостатки для применения в условиях Западной Сибири и разработать классификацию по способу определения параметров эксплуатационных объектов (см. таблицу). Как видно из таблицы, остается вакантной ячейка ОРД: «один насос с постоянным замером дебита и обводненности». В настоящее время невозможно создать такую скважинную компоновку. Как предполагается в возможной схеме, жидкость пластов смешивается и поступает на прием насоса. Поскольку на устье замеряются только суммарные показатели, в скважине необходимо замерять параметры одного из объектов.

Таблица 1. Классификация технических решений для ОРЭ
Таблица. Классификация технических решений для ОРЭ

Представленные на рынке средства измерения трехфазных сред (нефть-вода-газ) выполняются в больших габаритах, что делает невозможным использование их в скважинных условиях. Существующие методики раздельного определения обводненности, дебита и газового фактора каждого объекта основаны на определении различий в химическом составе (светопоглощении) пластовых флюидов, что возможно только в условиях специализированных лабораторий, обладающих базой данных по химическому составу каждого объекта. При этом данный косвенный метод требует значительного времени на определение параметров, вследствие чего не может обеспечить постоянный контроль добычи.

Рис. 1. Область применения оборудования ОРД
Рис. 1. Область применения оборудования ОРД

Кроме того, область применения той или иной компоновки ОРД ограничивается производительностью насосной установки (минимальными для УЭЦН и максимальным для УШГН значениями производительности). Во всех схемах, рекомендуемых к эксплуатации в Западной Сибири, присутствуют УЭЦН, а в составе тандемных компоновок с УЭЦН иногда применяются УШГН.

С учетом особенностей различных компоновок для ОРД и сочетаний типоразмеров насосных установок была составлена диаграмма областей применения широко тиражируемого оборудования ОРД (рис. 1).

Область применения схемы ЭЦН-ЭЦН начинается от дебита жидкости каждого из пластов 40 м3/сут. Компоновка позволяет организовать дифференцированное воздействие по пластам при наличии частотного регулятора. Тандем ЭЦН-ШГН применяется при дебите верхнего пласта до 20 м3/сут, и нижнего пласта – от 40 м3/сут. Схема ШГН-ШГН применима при дебитах жидкости от 0,1 до 20 м3/сут с напором до 1200 м.

В то же время благодаря использованию всего одной насосной установки компоновка ЭЦН-клапан/датчик применима во всем диапазоне дебитов суммарной подачей более 15 м3/сут. Однако компоновка не обеспечивает дифференцированное воздействие по объектам. Также следует учитывать напорные характеристики УЭЦН. При проведении замеров необходимо перекрывать объект, на который приходится до 20% суммарного дебита, или применять установку с запасом по напору.

Исходя из вышесказанного, наиболее универсальным типом системы ОРД можно считать компоновку, состоящую из одной УЭЦН, управляемого с устья скважины клапана-отсекателя и системы погружной телеметрии (ТМС) с выносным датчиком давления для выполнения замеров при закрытом клапане.

Рис. 2. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ с электрическим управляемым клапаном
Рис. 2. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ с электрическим управляемым клапаном

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОМПОНОВКИ 1ПРОК-ОРЭ

Опытно-промышленные испытания (ОПИ) компоновки 1ПРОК-ОРЭ (рис. 2) проводились на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Скважины-кандидаты для ОПИ были выбраны на основании анализа геолого-физических характеристик эксплуатируемых и приобщаемых объектов. Ими стали скважины под условными номерами №1 Новомостовского месторождения ТПП «Урайнефтегаз» и №2 Ватьеганского месторождения ТПП «Повхнефтегаз».

СКВАЖИНА НОВОМОСТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Скважина №1 Новомостовского месторождения эксплуатировала объекты ЮШ по технологии ОРД с глубиной спуска компоновки 2080 м, дебит жидкости – 35 м3/сут, динамический уровень – 1916 метров.

В ходе ОПИ специалисты ООО НПФ «Пакер» и Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени совместно со специалистами ТПП «Урайнефтегаз» разработали и согласовали специальный план спуска установки 1ПРОК-ОРЭ-0-122-50250-Т100-К3-3 в скважину Новомостовского месторождения, а также провели входной контроль оборудования.Скважина запущена в работу 16 августа 2014 года после спуска в нее установки, состоявшей из ЭЦН-30-2000, на глубину 2050 метров.

27 августа 2014 года проводились комиссионные работы по раздельному замеру параметров эксплуатации по объектам. Установка эксплуатировалась с поддержанием давления на приеме УЭЦН, равным 45 атмосфер. На рис. 3 представлена динамика параметров эксплуатации.

Рис. 3. Динамика параметров эксплуатации скважины №1 в период раздельного замера
Рис. 3. Динамика параметров эксплуатации скважины №1 в период раздельного замера

В результате проведенных испытаний подтверждена работоспособность электрического клапана и герметичность разобщаемых пластов. При суммарном дебите жидкости двух объектов в 38 м3/сут, дебит верхнего пласта по данным раздельного замера составлял не более 9 м3/сут.

12 сентября 2014 года произошел отказ УЭЦН по причине заклинивания, наработка составила 27 сут. 5 октября 2014 года был произведен повторный монтаж и спуск компоновки: пакер ПРО-ЯТ-0-122 установили на глубине 2430,5 м, РКУ – на глубине 2156 м, ЭЦН-25-2000 – на глубине 2053 метра. Запуск установки произведен 07.10.2014 года, электрический клапан работоспособен.

27 ноября 2014 года проводились комиссионные работы по закрытию электрического клапана. В результате была подтверждена работоспособность электрического клапана и герметичность разобщаемых пластов. На рис. 4 представлена динамика параметров эксплуатации.

Рис. 4. Динамика параметров эксплуатации скважины №1 в период закрытия электрического клапана
Рис. 4. Динамика параметров эксплуатации скважины №1 в период закрытия электрического клапана

В дальнейшем неоднократно проводились работы по закрытию электрического клапана, в результате эффективность работы оборудования была подтверждена.

СКВАЖИНА №2 ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Скважина эксплуатирует пласт АВ с использованием ЭЦН-25-2000 со следующими параметрами: дебит жидкости – 20 м3/сут, динамический уровень – 1627 метров. С целью подключения в работу пласта БВ и увеличения дебита нефти было запланировано внедрение установки ОРД. Скважина с компоновкой 1ПРОК-ОРЭ была запущена в работу 24 декабря 2014 года.

7-8 января 2015 года были проведены замеры геолого-технических параметров скважины. По результатам подтверждена работоспособность электрического клапана и герметичность разобщаемых пластов.

15 мая 2015 года было обнаружено, что команды на перемещение электрического клапана не выполняются и связь с клапаном КПУЭ-102 отсутствует. Было принято решение оставить скважину в работе до отказа установки и при демонтаже провести комиссионный разбор.

Комиссионный разбор погружного блока и электроклапана провели 19 мая 2015 года на испытательном участке ООО НПФ «Пакер». В результате удалось выявить попадание газа во внутреннюю воздушную полость электроклапана, что способствовало выходу из строя выносного блока. Причиной тому стала несовершенная модификация электроклапана, хотя механическая часть электроклапана осталась работоспособной. Кроме того, провода и текстолитовые пластины сохранили светлый вид, что свидетельствовало об отсутствии воздействия высоких температур на погружную телеметрию.

В итоге было принято решение заменить в компоновке электроклапан КПЭУ-102 исполнения 02 на КПЭУ102 исполнения 05. Скважина с обновленной компоновкой была запущена в работу 30 декабря 2015 года.

26-27 января 2016 года были проведены замеры геолого-технических параметров скважины дебит жидкости при работе двух пластов – 20 м3/сут, при работе верхнего пласта (клапан закрыт) дебит жидкости – 13 м3/сут; давление под клапаном – 145,4 атм, дебит жидкости нижнего пласта – 7 м3/сут.

ИТОГИ ОПИ КОМПОНОВКИ 1ПРОК-ОРЭ С УПРАВЛЯЕМЫМ КЛАПАНОМ

На скважине №1 Новомостовского месторождения на первом этапе внедрения произошел отказ УЭЦН не по вине завода-изготовителя, что не влияет на оценку эффективности работы подконтрольного оборудования.

В связи с наработкой подконтрольного оборудования 180 сут составлен акт успешного завершения ОПИ. Наработка по состоянию на 15 декабря 2016 года составляла 800 сут.

Кроме того, выявлена низкая надежность электроклапана КПУЭ-102 исполнения 02.

На скважине №2 Ватьеганского месторождения также в связи с наработкой подконтрольного оборудования 180 сут был составлен акт успешного завершения ОПИ. Наработка по состоянию на 15 декабря 2016 года составляла 351 сутки.

Специалисты ООО НПФ «Пакер» заменили материал уплотнительного элемента на запирающем механизме электроклапана. Модернизированная версия электроклапана получила маркировку КПУЭ-102 исполнения 05. Производитель рекомендует заменить КПУЭ-102 02-го исполнения на КПУЭ-102 исполнения 05.

Рис. 5. Компоновка 2ПРОК-ОРЭ с электрическим управляемым клапаном
Рис. 5. Компоновка 2ПРОК-ОРЭ с электрическим управляемым клапаном

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОМПОНОВКИ 2ПРОК-ОРЭ

ОПИ компоновки 2ПРОК-ОРЭ (рис. 5) также проводились на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на скважинах с условными номерами №3 Ватьеганского месторождения ТПП «Повхнефтегаз» и №4 Новомостовского месторождения ТПП «Урайнефтегаз», выбранных по тем же принципам, что и в первом случае.

СКВАЖИНА №3 ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При помощи компоновки 2ПРОК-ОРЭ в скважине №3, эксплуатировавшей пласт ЮВ, было проведено приобщение пласта АВ.

25 декабря 2014 года был проведен входной контроль оборудования в ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис», по результатам которого оборудование было допущено к проведению подконтрольной эксплуатации, и скважина с компоновкой 2ПРОК-ОРЭ была запущена в работу 29 декабря 2014 года.

8 января 2015 года проводились замеры геолого-технических параметров скважины, оснащенной компоновкой: при работе двух пластов дебит жидкости составил 90 м3/сут, при закрытом клапане (перекрыт верхний пласт) дебит жидкости нижнего пласта – 65 м3/сут, верхнего – 25 м3/сутки.

В связи с выполнением пункта «Программы опытно-промышленных испытаний компоновки 2ПРОКОРЭ-2-124-59(35)-250-Т100-КЗ-1, предназначенной для ОРД жидкости двух пластов в скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» был составлен акт об успешном окончании ОПИ на скважине Ватьеганского месторождения.

Наработка на момент отказа по причине снижения изоляции ПЭД составила 521 сутки.

СКВАЖИНА №4 НОВОМОСТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При закуске скважины данные от клапана КПУЭ 102 не поступали, в связи с чем 18 февраля 2015 года после извлечения клапан был заменен, и скважина была вновь запущена в работу 21 февраля 2015 года.

2 марта 2015 года были проведены замеры геолого-технических параметров скважины, оснащенной компоновкой. Суммарный дебит жидкости – 70 м3/сут, нижнего пласта – 65 м3/сут, верхнего – 5 м3/сут.

15 мая 2015 года обнаружилось, что команды на перемещение электрического клапана не выполняются, а связь с клапаном КПУЭ-102 отсутствует, вследствие чего 20 августа 2015 года были произведены демонтаж и замена клапана КПУЭ-102 исполнения 02 на тот же клапан исполнения 05. Скважину вновь запустили в работу 21 августа 2015 года.

5 сентября 2015 года были проведены замеры: суммарный дебит жидкости – 63 м3/сут, нижнего пласта – 44 м3/сут, верхнего пласта – 19 м3/сут.

Также 8 сентября 2015 года на испытательном участке ООО НПФ «Пакер» был проведен комиссионный разбор погружного блока и электроклапана, в результате которого, во-первых, были обнаружены следы выгорания электрической платы в электроклапане, которое и послужило причиной потери связи с электроклапаном; во-вторых, удалось установить, что причина негерметичности и попадания газа во внутреннюю воздушную полость состояла в несовершенстве данной модификации электроклапана.

В итоге было решено исключить из оборота электроклапан КПЭУ-102 модификации 02 в пользу клапана КПЭУ-102 исполнения 05.

В связи с наработкой 180 сут был составлен акт успешного завершения ОПИ на скважине Новомостовского месторождения. Наработка по состоянию на 15 декабря 2016 года составляла 482 суток.

ИТОГИ ОПИ КОМПОНОВКИ 2ПРОК-ОРЭ С УПРАВЛЯЕМЫМ КЛАПАНОМ

  1. На скважине №4 Новомостовского месторождения при проведении ОПИ компоновки 2ПРОК-ОРЭ зафиксированы два отказа электрического клапана. После запуска скважины 21.08.2015 г. подземное оборудование работало в соответствии с заявленными характеристиками: перемещение клапана КПУЭ-102 происходит без замечаний, показания измерительных приборов поступают, при закрытии клапана происходит герметичное разобщение пластов. Наработка на 15.12.2016 г. составляет 482 сут.
  2. По скважине №3 Ватьеганского месторождения наработка составила 521 сутки.
  3. По результатам комиссионного разбора электроклапана в ООО НПФ «Пакер» принято решение о замене КПУЭ-102 модификации 02 на более надежную модификацию 05.3.
  4. В связи с выполнением пункта «Программы опытно-промышленных испытаний, предназначенной для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» испытания признаны успешными, компоновка рекомендуется к переводу в промышленное внедрение.

ВЫВОДЫ

Согласно разработанной классификации на основе систематизации существующего оборудования для ОРД выбрана и успешно испытана универсальная компоновка оборудования.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Испытания компоновок для одновременно-раздельной добычи и компоновка для внутрискважинной перекачки
Оборудование для систем ППД, водогазового воздействия на пласт и утилизации попутного нефтяного газа
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Общая информация Планируется
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.