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

Повышение наработки на отказ глубинно-насосного оборудования в скважинах с компоновками для одновременно-раздельной добычи

Для повышения надежности работы и увеличения средней наработки на отказ (СНО) оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) в НГДУ «Ямашнефть» разработаны и проводятся мероприятия по внедрению дополнительных фильтров на короткой колонне, капиллярных систем, в том числе в комплексе с переводной муфтой для подачи реагента в подпакерное пространство, и внедрению ШГН в кожухе с малым диаметром плунжера.

Проведение этих мероприятий позволило увеличить средний МРП работы скважин с компоновками ОРД и сократить эксплуатационные затраты на добычу нефти. В дальнейшем в НГДУ «Ямашнефть» планируется продолжить работы по поиску и внедрению оборудования и методов, обеспечивающих эффективное использование технологии ОРД, в том числе в скважинах с осложняющими эксплуатацию факторами: наличием сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), мехпримесей, высоковязкой эмульсии и скопления газа в подпакерной зоне.

21.09.2017 Инженерная практика №05/2017
Граханцев Никита Юрьевич Ведущий инженер технологического отдела по добыче нефти НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть»
Филькин Петр Валерьевич Начальник технологического отдела по добыче нефти НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть»

При разработке небольших месторождений с многопластовыми залежами особую актуальность приобретает вопрос организации одновременного отбора запасов углеводородов, сосредоточенных в нескольких объектах разработки, посредством ствола одной скважины. Внедрение установок для ОРД обеспечивает разобщение пластов, их раздельную эксплуатацию, подъем и учет добываемой продукции, а также достижение проектных темпов разработки месторождений.

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА ОРЭ

По состоянию на декабрь 2016 года в НГДУ «Ямашнефть» в эксплуатации находятся 322 установки ОРД, что составляет 22% действующего добывающего фонда предприятия, в том числе 242 однолифтовые установки, 66 – двухлифтовых, а также 14 установок одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРДиЗ) (рис. 1).

Рис. 1. Схемы установок ОРД, применяемые в НГДУ «Ямашнефть»
Рис. 1. Схемы установок ОРД, применяемые в НГДУ «Ямашнефть»

Накопленная дополнительная добыча нефти за счет применения установок ОРД на декабрь 2016 года составляет около 1,5 млн. тонн.

Рис. 2. Динамика добычи нефти с учетом ввода потенциального фонда ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2005-2020 гг.
Рис. 2. Динамика добычи нефти с учетом ввода потенциального фонда ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2005-2020 гг.
Рис. 3. Динамика среднего МРП скважин с компоновками ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2011-2016 гг., сут
Рис. 3. Динамика среднего МРП скважин с компоновками ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2011-2016 гг., сут

В 2011-2016 годах произошло заметное увеличение работоспособности скважин, эксплуатирующихся по технологии ОРД: средний межремонтный период работы скважин (МРП) вырос на 224 сут (15%), средняя наработка оборудования на отказ (СНО) – на 170 сут (12,5%) (рис. 3, 4).

Рис. 4. Динамика СНО скважин с компоновками для ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2011-2016 гг., сут
Рис. 4. Динамика СНО скважин с компоновками для ОРД в НГДУ «Ямашнефть», 2011-2016 гг., сут

Согласно результатам анализа ремонтов скважин, проведенного с использованием метода Парето, большая часть ремонтов (78%) в 2011-2016 годах приходилась на негерметичность НКТ (53 ремонта), износ клапанных узлов ШСН (46), обрыв штанг (40) и заклинивание плунжера (11) (рис. 5). Также на основе изучения ремонтов были выделены основные осложняющие факторы, оказывающие влияние на работоспособность ГНО: наличие СВБ, мехпримесей, влияние высоковязких эмульсий (ВВЭ) и скопления газа в подпакерной зоне.

Рис. 5. Причины ремонтов скважин с компоновками ОРД в 2011-2016 гг.
Рис. 5. Причины ремонтов скважин с компоновками ОРД в 2011-2016 гг.

Для увеличения СНО ГНО в скважинах с двухлифтовыми системами ОРД и ОРДиЗ в НГДУ «Ямашнефть» реализуются мероприятия по внедрению дополнительных фильтров на короткой колонне. На скважинах, работающих по технологии ОРД из трех объектов, и скважинах с однолифтовой системой ОРД внедряются капиллярные системы. Также скважины с однолифтовой системой ОРД оснащаются ШГН в кожухе с малым диаметром плунжера с оптимальными диапазонами дебитов.

ВНЕДРЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ФИЛЬТРА НА КОРОТКОЙ КОЛОННЕ

До недавнего времени в скважинах, оборудованных системой ОРД двухлифтовой конструкции, установить фильтр на короткой колонне НКТ не предоставлялось возможным, так как стандартное оборудование не подходило для работы в паре со сцепным устройством: при диаметре больше 60 мм не было возможности произвести натяжку колонны НКТ, поскольку фильтр не выдерживал усилие на разрыв.

Для решения данной проблемы специалисты НГДУ «Ямашнефть» разработали конструкцию для короткой колонны скважин ОРДиЗ и ОРД двухлифтовой конструкции, которая на декабрь 2016 года уже была успешно внедрена на 15 скважинах.

Рис. 6. Специальный фильтр ФЛ-З-48 (60) для ОРД двухлифтовой конструкции
Рис. 6. Специальный фильтр ФЛ-З-48 (60) для ОРД двухлифтовой конструкции

Специальный фильтр для скважин ОРД двухлифтовой конструкции изготовлен из патрубка диаметром 48 или 60 мм (в зависимости от диаметра НКТ) с отверстиями и включает следующие основные элементы: сетка 1,5х1,5 мм, пружина-проволока диаметром 3 мм, заглушка (рис. 6, 7).

Рис. 7. Схема компоновки специального фильтра ФЛ-3-48 (60)
Рис. 7. Схема компоновки специального фильтра ФЛ-3-48 (60)

Внедрение специального фильтра ФЛ-З-48 (60) над сцепным устройством короткой колонны позволяет исключить засорение ГНО мехпримесями и плавающим мусором, заклинивание плунжера насоса в цилиндре из-за попадания мусора, избежать ремонта и увеличить МРП. Кроме того, внедрение фильтра обеспечивает возможность проведения прямой промывки короткой колонны путем срыва вставного насоса из замковой опоры при засорении наружной поверхности фильтра ФЛ-З-48.

СНО ГНО после внедрения данной технологии составила 865 сут (рис. 8). Эксплуатационные затраты на внедрение данного оборудования составили 355 тыс. руб., из которых на стоимость фильтра приходится 5500 руб. Чистый дисконтированный доход составил 284 тыс. руб. Срок окупаемости технологии – менее года.

Рис. 8. СНО до и после внедрения фильтра на короткой колонне, сут
Рис. 8. СНО до и после внедрения фильтра на короткой колонне, сут

В целом данная технология способствует повышению СНО ГНО и увеличению МРП скважин, что позволяет отнести ее к числу экономически эффективных. Ее дальнейшее внедрение планируется на скважинах, осложненных выносом мехпримесей, и при выходе из ПРС.

ВНЕДРЕНИЕ КАПИЛЛЯРНОЙ СИСТЕМЫ

На декабрь 2016 года в ПАО «Татнефть» по технологии ОРЭ трех пластов работают четыре скважины, одна из которых эксплуатируется на Шегурчинском месторождении НГДУ «Ямашнефть» с 2012 года. После внедрения установки ОРД наблюдалось подвисание колонны штанг с последующим падением на забой по причине отворота колонны штанг. Расследования показали, что отворот произошел из-за воздействия ВВЭ, образовавшихся в результате смешивания продукции бобриковского и турнейского горизонтов.

Рис. 9. Капиллярная система для скважин, работающих по технологии ОРЭ трех объекто
Рис. 9. Капиллярная система для скважин, работающих по технологии ОРЭ трех объектов

Для решения этой проблемы специалисты НГДУ «Ямашнефть» разработали технологию подачи деэмульгатора на прием насоса. В состав подземного оборудования входят дифференциальный насос двойного действия, состоящий из двух плунжеров диаметром 57 и 44 мм; два пакера М1-Х для разобщения объектов; подвеска НКТ для транспортировки продукции объектов на поверхность; колонна полых штанг для спуска плунжера насоса и транспортировки продукции одного из объектов на поверхность, рукав для подачи реагента, специальная муфта для подачи реагента на прием насоса (рис. 9).

Внедрение капиллярной системы позволило снизить интенсивность образования ВВЭ, уменьшить нагрузку на колонну полых штанг и увеличить СНО ГНО.

По состоянию на декабрь 2016 года СНО оборудования составила 810 сут, после внедрения технологии подземные ремонты скважин (ПРС) не производились. Затраты на внедрение данной технологии составили 593 тыс. руб., из которых на стоимость дозаторной установки пришлись 118 тыс. руб., стоимость капиллярного рукава с муфтой – 83 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход составил 361 тыс. руб., срок окупаемости – менее года.

ВНЕДРЕНИЕ КАПИЛЛЯРНОЙ СИСТЕМЫ В КОМПЛЕКСЕ С ПЕРЕВОДНОЙ МУФТОЙ

При эксплуатации скважин с технологией однолифтовой ОРД наблюдалось падение коэффициента подачи насоса из-за скопления газа в подпакерной зоне, кроме того, отсутствовала возможность проведения бактерицидной обработки скважин, осложненных СВБ без привлечения бригады ПРС, что приводило к коррозионному износу ГНО на устье скважин.

Для решения данной проблемы специалисты НГДУ «Ямашнефть» разработали специальную технологию подачи деэмульгатора в подпакерное пространство. Компоновка ГНО с капиллярным трубопроводом в скважине с однолифтовой конструкцией работает следующим образом. К колонне НКТ прикреплен капиллярный рукав, по которому с поверхности подается реагент, на насос прикручивается переводная муфта, по которой реагент поступает в подпакерное пространство (рис. 10).

Рис. 10. Схема оборудования с капиллярной системой в комплексе с переводной муфтой
Рис. 10. Схема оборудования с капиллярной системой в комплексе с переводной муфтой

Данная конструкция дает возможность подавать под пакер как ингибитор коррозии, так и деэмульгатор в зависимости от характера осложнений, а также производить стравливание газа из подпакерного пространства.

В результате внедрения капиллярной системы в комплексе с переводной муфтой на скв. №1 наблюдался троекратный рост СНО (до 636 сут), тогда как СНО скв. №2 и 3 оказались меньше среднего за 5 лет, что объясняется внедрением технологии в 2015 году. Прогнозная наработка по скважине №2 составляет 1194 сут, по скважине №2 – 1613 сут (рис. 11).

Рис. 11. НнО скважин с компоновками ОРД до и после внедрения капиллярной системы в комплексе с переводной муфтой, сут
Рис. 11. НнО скважин с компоновками ОРД до и после внедрения капиллярной системы в комплексе с переводной муфтой, сут

Эксплуатационные затраты на внедрение одной капиллярной системы составляют 472 тыс. руб., капитальные вложения на оборудование – 198 тыс. руб. Чистый дисконтированный доход оценивается в 266,4 тыс. руб., срок окупаемости – менее года. В целом данная технология работоспособна и экономически эффективна, для определения СНО необходимо время.

ВНЕДРЕНИЕ ШГН ДЛЯ ОДНОЛИФТОВОЙ ОРД

В НГДУ «Ямашнефть» эксплуатируются 242 скважины однолифтовой конструкции, из которых 147 работают в неоптимальном диапазоне дебитов. Это обуславливает низкие динамические уровни, неполное заполнение насоса и рост нагрузок на колонну штанг. Чтобы устранить влияние этих факторов, специалисты НГДУ «Ямашнефть» предложили в компоновке ГНО заменить 44-й насос на экспериментальный насос малого диаметра (с диаметром плунжера 32 и 38 мм) в кожухе с боковым всасывающим клапаном (БВК) под цилиндром насоса (рис. 12).

Рис. 12. Экспериментальный насос с диаметром плунжера 32 и 38 мм в кожухе с боковым всасывающим клапаном в составе однолифтовой компоновки ОРД
Рис. 12. Экспериментальный насос с диаметром плунжера 32 и 38 мм в кожухе с боковым всасывающим клапаном в составе однолифтовой компоновки ОРД

Внедрение таких насосов на скважинах, оборудованных однолифтовой конструкцией ОРД и работающих в неоптимальном режиме по диапазону дебитов, позволяет:

  • исключить рост приведенного напряжения на штанговую колонну и снизить вероятность обрыва штанг;
  • увеличить коэффициент наполнения насоса;
  • уменьшить потребление электроэнергии за счет снижения нагрузок на головку балансира станкакачалки.

Эксплуатационные затраты на внедрение данной технологии составляют 710 тыс. руб., из которых 115 тыс. руб. приходится на стоимость насоса. Чистый дисконтированный доход составил 194,9 тыс. руб. Срок окупаемости оборудования – полтора года.

ВЫВОДЫ

Таким образом, все мероприятия, направленные на повышение СНО ГНО в скважинах с технологиями ОРД в НГДУ «Ямашнефть», признаны эффективными. Их проведение позволило увеличить МРП работы скважин с компоновками ОРД, а также сократить эксплуатационные затраты на добычу нефти.

В дальнейшем планируется продолжить работы по поиску и внедрению оборудования и методов, позволяющих обеспечить использование технологии ОРД, в том числе в скважинах, эксплуатация которых осложнена выносом песка из призабойной зоны пласта (ПЗП), неоднородной толщиной стенок ЭК и другими факторами.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Никита Юрьевич, в работе компоновки с капиллярной системой и переводной муфтой совмещены такие процессы, как подача деэмульгатора и стравливание газа из подпакерного пространства. Каким образом это реализовано, ведь капиллярная трубка заполнена жидкостью?
Никита Граханцев: Эти процессы разделены по времени. Так, чтобы провести стравливание газа, необходимо сначала отключить дозаторную установку, затем при помощи компрессора закачать азот, и только после этого можно начинать процесс стравливания газа.
Вопрос: С какой периодичностью производится стравливание газа?
Н.Г.: Жесткого графика этого процесса не предусмотрено, он осуществляется по необходимости: если технологическая служба фиксирует колебания дебита скважины и увеличение количества газа, в этот же день предпринимаются меры по его стравливанию.
Вопрос: Сейчас в ПАО «Татнефть» по технологии ОРД из трех пластов эксплуатируется четыре скважины. Планируется ли увеличивать этот фонд?
Н.Г.: Потенциальный фонд для этой технологии, безусловно, есть, однако ее внедрение сопряжено с большими рисками, обусловленными технической сложностью компоновок. Поэтому пока мы планируем сосредоточиться на внедрении более простых компоновок, эксплуатирующих два пласта.
Вопрос: Проводились ли в НГДУ «Ямашнефть» исследования по изменению перепада давления по мере засорения дополнительных фильтров на короткой колонне?
Н.Г.: Пока таких исследований мы не проводили, решив ограничиться отслеживанием СНО до и после внедрения этой технологии.
Вопрос: Применяются ли в вашем НГДУ спецфильтры для блокирования выноса песка или специальные системы, контролирующие вынос песка?
Н.Г.: Нет, но мы проводим работы по закреплению ПЗП по технологии «Кристалл», а также внедряем противопесочные якоря.
Вопрос: Уточните, пожалуйста, стартовые дебиты нефти и жидкости скважин и обводненность добываемой продукции в НГДУ «Ямашнефть».
Н.Г.: Стартовый дебит жидкости составляет 5,3 м3/сут, нефти – 3,5 т/сут. Обводненность скважинной продукции в среднем по НГДУ составляет 44%.
Вопрос: Насколько приоритетно сегодня для ПАО «Татнефть» строительство скважин малого диаметра (СМД) и сколько средств можно сэкономить путем перехода на строительство таких скважин?
Н.Г.: Строительство скважин малого диаметра на сегодняшний день является приоритетным направлением в рамках реализуемых программ по оптимизации операционных расходов в ПАО «Татнефть».
Сравнительный анализ затрат на бурение традиционных скважин и скважин малого диаметра показывает, что затраты на бурение на 60% зависят от диаметра скважины и являются одной из самых затратных частей в строительстве скважин.
Стоимость строительства СМД к примеру по НГДУ «Ямашнефть» ниже стоимости традиционного бурения по статье «затраты подрядчика» на 9 млн руб. Снижение стоимости строительства скважин при разработке месторождений актуально для низкопродуктивных коллекторов верейско-башкирских отложений, когда по геологическим причинам невозможно добиться высоких дебитов скважин для обеспечения инвестиционной эффективности.
При этом следует иметь в виду, что экономия при переходе на СМД складывается не только из капитальных вложений, но и из эксплуатационных затрат.
Например, применение технологии беструбной эксплуатации на скважинах малого диаметра исключает подъем насосно-компрессорных труб, а соответственно, и затраты на их ремонт. Также снижение эксплуатационных затрат достигается посредством внедрения штанг меньшего диаметра (13 мм), соответствующего снижения нагрузки на балансир, возможностью использования наземных приводов меньшей грузоподъемности и снижения потребления электроэнергии, и т.д.
Вопрос: Проводился ли в СМД НГДУ «Ямашнефть» гидроразрыв пласта (ГРП)?
Н.Г.: Нет, ГРП на таких скважинах мы не проводили, но в других структурных подразделениях ПАО «Татнефть» данная технология применяется.
Вопрос: Каков расчетный срок эксплуатации СМД в ПАО «Татнефть»?
Н.Г.: Он составляет 15 лет. На этот период производится расчет эффективности бурения при формировании инвестиционной программы.
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
Энергоэффективные УЭЦН с вентильными электродвигателями
Внедрение оборудования для одновременно-раздельной добычи в ПАО «ЛУКОЙЛ»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2017

Инженерная практика

Выпуск №08/2017

Строительство и ремонт скважин. Механизированная добыча. ППД и трубопроводы. Энергообеспечение
Изоляция продуктивных горизонтов и ликвидация проницаемых зон при буренииСистемы очистки бурового раствора и ВЗД с новым профилемЭксплуатация скважин с боковыми стволами и осложненного фондаОчистка сточных вод и скважинное оборудование для ППДЗащита промысловых трубопроводов от внутренней коррозииКоммерческий учет электроэнергии и газаТехнологии выработки тепловой и электроэнергии
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.