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

Опыт эксплуатации механизированного фонда скважин Лыаельской площади Ярегского месторождения НШУ «Яреганефть»

Нефть Ярегского месторождения отличается незначительной (до 200 м) глубиной залегания и высокой вязкостью, что обуславливает выбор основного метода ее добычи – термогравитационного дренирования пласта (SAGD), а также необходимость использования термостойких деталей и узлов в составе компоновки УЭЦН. Вместе с тем применяемое сегодня в нефтешахтном управлении (НШУ) «Яреганефть» высокотемпературное оборудование не позволяет эффективно эксплуатировать скважины с температурой добываемой жидкости более 150°С. С целью повышения надежности оборудования и снижения числа отказов в 2016 году был начат поиск телеметрических систем (ТМС), способных работать при температурах до 180°С, и до конца 2017 года планируется провести ОПИ выбранных для испытания вариантов высокотемпературных систем погружной телеметрии (ТМС).

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Филин Владимир Николаевич Ведущий инженер Отдела добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Рис. 1. Схема расположения площадей Ярегского месторождения
Рис. 1. Схема расположения площадей Ярегского месторождения
Таблица 1. Основные геолого-физические характеристики пласта III Ярегского месторождения
Таблица 1. Основные геолого-физические характеристики пласта III Ярегского месторождения

Ярегское месторождение расположено в центральной части Республики Коми в 20 км от крупного промышленного центра, города Ухты, и состоит из Ярегской, Лыаельской и Вежавожской площадей (рис. 1). Для нефти Ярегского месторождения характерна незначительная глубина залегания, высокая плотность и вязкость, достигающая 16 000 мПа·с (табл. 1). Для снижения вязкости применяется термообработка паром.

Ярегское месторождение разрабатывается посредством подземно-поверхностной системы, нефть добывается термошахтным и поверхностным способами, также на месторождении ведется добыча и очистная выемка титановой руды.

ТЕХНОЛОГИЯ SAGD

Для добычи нефти на Ярегского месторождении применяется метод парогравитационного дренирования пласта (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD), включающий добычу нефти механизированным способом с применением УЭЦН.

Данный метод заключается в бурении пары скважин, которые могут быть забурены встречно или по классической схеме – с одного куста параллельно, но на разной глубине. В верхнюю нагнетательную скважину подается пар, из нижней добывающей скважины ведется добыча разогретого пластового флюида. Под воздействием высокой температуры пара и давления формируется паровая камера (рис. 2).

Рис. 2. Метод термогравитационного дренирования пласта (SAGD)
Рис. 2. Метод термогравитационного дренирования пласта (SAGD)
Рис. 3. Компоновка УЭЦН для эксплуатации скважин Лыаельской пл. Ярегского м/р
Рис. 3. Компоновка УЭЦН для эксплуатации скважин Лыаельской пл. Ярегского м/р

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА СКВАЖИН

Для эксплуатации скважин Ярегского месторождения применяется термостойкая устьевая арматура АТПКд 65-14-250. В компоновке УЭЦН используется термостойкий кабель КЭСБП-230 3х16. В состав компоновки входят клапан сбивной, клапан обратный, электроцентробежный насос габарита 5А с подачей от 50 до 250 м3/сут, входной модуль, гидрозащита (серий ГЗНМ или ПБ), термостойкий ПЭД с ТМС (рис. 3). Для выполнения спускоподъемных операций (СПО) применяются подъемные агрегаты, которые могут осуществлять не только тяговое, но и толкающее усилие. Это необходимо, чтобы установить УЭЦН в нужный интервал. В 2016 году были закуплены два подъемника МР50 на базе автомобиля производства ПАО «КамАЗ» для осуществления КРС и ТРС на скважинах с наклонно-направленным устьем. Угол наклона мачты подъемника составляет до 72°, тяговое усилие – 500 кН, толкающее усилие – 200 кН, максимальная длина НКТ – 12 м, скорость СПО – 0,25 м/с.

ХАРАКТЕРИСТИКА МЕХФОНДА

Действующий механизированный фонд скважин Лыаельской площади Ярегского месторождения оставляет 16 единиц, средняя длина подвески – 350 м (табл. 2). Применяются насосы таких производителей, как АО «Новомет-Пермь», ООО «ПК «Борец», «Шлюмберже» (завод в г. Тюмени).

Таблица 2. Характеристика действующего мехфонда Лыаельской пл. Ярегского м/р
Таблица 2. Характеристика действующего мехфонда Лыаельской пл. Ярегского м/р

Максимальная наработка на отказ (НнО) по состоянию на конец марта 2017 года составила 461 сут (табл. 2).

Среднедействующий фонд составляет 16 скважин. Сокращение фонда до девяти скважин в IV квартале 2016 года было обусловлено ограничением производительности парогенерирующего устройства (ПГУ), из-за чего пришлось остановить нагнетательные, а вслед за ними и добывающие скважины. Количество отказов на среднедействующем фонде скважин доходит до 50% от действующего фонда (рис. 4).

Рис. 4. Динамика среднедействующего фонда скважин НШУ «Яреганефть», 2015-2017 гг.
Рис. 4. Динамика среднедействующего фонда скважин НШУ «Яреганефть», 2015-2017 гг.

Средняя наработка на отказ (СНО) УЭЦН по НШУ «Яреганефть» за скользящий год по состоянию на март 2017 года составила 170 сут, в среднем ежемесячно допускается по одному отказу с наработкой до 100 сут (рис. 5).

Рис. 5. СНО УЭЦН НШУ «Яреганефть», 2016-2017 гг.
Рис. 5. СНО УЭЦН НШУ «Яреганефть», 2016-2017 гг.

К основным факторам, осложняющим работу скважин НШУ «Яреганефть», относятся низкий коэффициент продуктивности скважин и высокая температура добываемой жидкости (рис. 6). Из-за низкой продуктивности насосы работают при давлении на приеме 3-6 атм, что требует их перевода в режим периодической эксплуатации.

Рис. 6. Структура осложненного фонда скважин НШУ «Яреганефть»
Рис. 6. Структура осложненного фонда скважин НШУ «Яреганефть»

Из-за высокой температуры добываемой жидкости рабочая температура двигателя достигает 135-142°С.

Рис. 7. Причины отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок в НШУ «Яреганефть» в 2016 г.
Рис. 7. Причины отказов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок в НШУ «Яреганефть» в 2016 г.

АНАЛИЗ ПРИЧИН ОТКАЗОВ

Наибольшее количество отказов в 2016 году произошло из-за механического повреждения кабеля (МПК) (рис. 7). Это было связано с отсутствием устройств для компенсации температурного расширения, что приводило к натяжению кабеля и вырыву его из токоввода.

Для предотвращения отказов по МПК мы сменили подрядчика по ТКРС, были закуплены новые подъемные агрегаты и установлены термокомпенсаторы.

Следующая причина – это отказы гидрозащиты вследствие воздействия прямого прорыва пара. В 2016 году произошли пять отказов оборудования. Анализ показал, что в наших условиях при постоянной работе в условиях высоких температур (выше 145°С) теряется эластичность резинотехнических изделий, что приводит к попаданию пластовой жидкости в ПЭД.

Причиной четырех отказов стало заклинивание насоса в результате некачественной подготовки скважины после бурения и большого содержания бурового раствора в продукции скважин. Для дальнейшего предотвращения таких случаев был изменен подход к очистке скважин – очистка гидрожелонками заменена на эжекторную промывку.

По причине нарушения изоляции (R-0) в результате перегрева ПЭД и последующих прогара колодки токоввода и выплавления компаундной изоляции ПЭД в 2016 году наблюдались три отказа. Чтобы исключить подобные отказы, глубина установки ПЭД была изменена на интервал с углом 70-80°, а также снижена уставка по защите температуры ПЭД от перегрева со 150 до 142°С.

Кроме того, вероятность отказов увеличивается из-за недостаточности исходных данных при подборе УЭЦН к скважине. Так, коэффициент продуктивности скважин в данном случае неизвестен, а проведение геофизических исследований – невозможно.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ МЕХФОНДА

Таким образом, используемое высокотемпературное ГНО (термостойкость 180°С) не позволяет эффективно эксплуатировать скважины с температурой жидкости более 150°С. К слабым местам полнокомплектной установки относится гидрозащита, для которой характерно разрушение резинотехнических изделий при работе УЭЦН в жидкости с температурой более 145°С.

Интервал установки ГНО в горизонтальной части ствола (90°) приводит к перегреву механической и электрической частей погружного оборудования. В результате наработка на отказ оборудования, расположенного в горизонтальной части, оказывается в три раза меньше по сравнению с оборудованием, расположенным в интервале 70-80°.

Незначительный износ подшипников ступеней при горизонтальном расположении ГНО говорит о недостаточном охлаждении ЭЦН и наличии застойных зон. Отказы ТМС связаны с недостаточной термостойкостью оборудования (до 140-150°С).

Рис. 8. Высокотемпературная ТМС серии РУМБ ТМС-Т производства ООО «Геофизмаш»
Рис. 8. Высокотемпературная ТМС серии РУМБ ТМС-Т производства ООО «Геофизмаш»
Таблица 3. Основные характеристики высокотемпературной ТМС серии РУМБ ТМС-Т производства ООО «Геофизмаш»
Таблица 3. Основные характеристики высокотемпературной ТМС серии РУМБ ТМС-Т производства ООО «Геофизмаш»

НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОПИ

В 2016 году мы начали поиск производителей, которые могли бы предложить нам погружную телеметрию термостойкостью до 180°С для использования на добывающих скважинах Лыаельской площади Ярегского месторождения, эксплуатирующихся по технологии SAGD. На наш запрос откликнулись зарубежные компании, но высокая стоимость их оборудования не позволила начать сотрудничество. Приемлемыми для нас оказались варианты трех отечественных компаний: ООО «Геофизмаш», АО «Ижевский радиозавод» и ЗАО «Компания СИАМ».

ООО «Геофизмаш» предложило ТМС с рабочим диапазоном температур 0-200°С (табл. 3). Для ее монтажа необходим дополнительный геофизический бронированный кабель для передачи данных на поверхность (рис. 8). Внедрение ТМС должно обеспечить контроль температуры добываемой жидкости в диапазоне работы ПЭД от нуля до 180°С, мониторинг работы ГНО, увеличение СНО.

Таблица 4. Основные характеристики высокотемпературной ТМС производства АО «Ижевский радиозавод» и ЗАО «Компания СИАМ»
Таблица 4. Основные характеристики высокотемпературной ТМС производства АО «Ижевский радиозавод» и ЗАО «Компания СИАМ»

Также мы планируем провести испытания высокотемпературной ТМС ИРЗ-ТМС-Пилот-117-ВТ-100-Т2МЭ5И-Магма производства АО «Ижевский радиозавод» (табл. 4). Ожидается, что ТМС этого производителя также смогут обеспечить контроль температуры добываемой жидкости в требуемом температурном диапазоне. Предложенный ЗАО «Компания СИАМ» вариант высокотемпературной ТМС по основным характеристикам близок к ТМС производства АО «Ижевский радиозавод» (табл. 4).

ОПИ высокотемпературных ТМС всех трех производителей планируется провести до конца 2017 года.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Владимир Николаевич, Вы сказали, что при температурах выше 145°С теряется эластичность резинотехнических изделий в гидрозащите ГЗНМ. Искали ли вы другое техническое решение, которое потенциально позволило бы решить эту проблему?
Владимир Филин: Нет, другой вариант гидрозащиты ГЗНМ мы не искали, предпочли исключить ГЗНМ из своих технических требований и полностью перейти на закупку гидрозащиты ПБ.
Вопрос: С чем связано то, что гидрозащита ПБ работает надежнее, чем ГЗНМ?
В.Ф.: Скорее всего, это связано с конструктивными особенностями материалов.
Вопрос: Рассматривали ли вы вариант использования поршневой гидрозащиты?
В.Ф.: Нет, такой вариант мы не рассматривали.
Вопрос: При использовании компоновок УЭЦН в условиях НШУ «Яреганефть» длина подвески составляет 250 м, следовательно, потребность в удлинении кабеля – порядка 0,3 м. Чтобы уйти от обрывов, можно было использовать кабельные протекторы, однако вы выбрали более дорогостоящую технологию компенсации температурного расширения. С чем это было связано?
В.Ф.: Правильнее сказать, что мы используем оба пути. В частности, мы отказались от полного натяжения кабеля, как это положено по всем инструкциям. На данном этапе мы уже добились значительного снижения числа отказов по обрыву кабеля, и надеемся, что оно снизится и далее.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Анализ причин отказов УЭЦН при эксплуатации в осложненных условиях
Стратегия и текущий статус эксплуатации скважин с боковыми стволами с диаметром эксплуатационной колонны менее 102 мм
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.