Новые разработки в технике и технологии добычи нефти
По мере развития направления интеллектуализации процессов добычи нефти, постоянный мониторинг дебита жидкости скважин играет все более существенную роль в управлении разработкой месторождений и повышении эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин. Решить эту задачу позволяет система «Виртуальный расходомер», с высокой точностью рассчитывающая текущий дебит жидкости на основе данных, получаемых от современных станций управления (СУ) УЭЦН.
Еще одна из рассмотренных в предлагаемой Вашему вниманию статье технологий – интеллектуализация эксплуатации осложненного фонда скважин за счет реализации алгоритмов программного комплекса «Автотехнолог+Соль» в контроллере СУ УЭЦН, что позволяет по данным шестикомпонентного анализа состава воды автоматически рассчитывать оптимальный режим дозирования ингибиторов солеотложения.
Среди других рассматриваемых в статье технологий: ступени для УЭЦН малого диаметра, лабиринтно-винтовой насос, канатные штанги и струйные насосные установки. Разработанное оборудование обеспечивает эффективную эксплуатацию скважин с высокой интенсивностью набора кривизны ствола, а также добычу жидкости с высоким содержанием мехпримесей и высокой вязкостью, в том числе в качестве метода эксплуатации малодебитного фонда скважин.
ВИРТУАЛЬНЫЙ РАСХОДОМЕР
Существуют различные способы замера дебита, в том числе применение автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник» и «ОЗНА-Спутник», индивидуальных замерных установок-расходомеров различных типов и модификаций (многофазные, глубинные, турбинные, массовые, кориолисовые, СКЖ и т.п.), а также мобильных и стационарных установок различных типов и модификаций для измерения дебита (АСМА, ОЗНА-Vx, КТС-ИУ, УИПДС БОЗНА и т.п.).
Какие трудности возникают при замере дебита по существующим схемам?Во-первых, на сегодняшний день значительная часть групповых замерных установок (ГЗУ) устарела и погрешность при измерениях может достигать 40%. Также довольно часто встречаются скважины, которые работают на один манифольд, что делает невозможным оперативное определение дебита, так как для этого необходимо останавливать работу одной из скважин.
При циклической и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) «ЭЦН+ЭЦН», а также при эксплуатации разведочных скважин также возникают вопросы оперативного замера дебита.
Представленная разработка предлагает новый подход к замеру дебита скважины и получила название «Виртуальный расходомер». Разработанная технология позволяет оперативно замерять расход жидкости путем онлайн-мониторинга работы всей системы «пласт – скважина – насосное оборудование».
Для работы «Виртуального расходомера» с установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), оснащенного современной станцией управления (СУ), не требуется дополнительное оборудование (рис. 1). В существующий контроллер устанавливается программное обеспечение «Автотехнолог-виртуальный расходомер», которое выполняет необходимые вычисления.
Существуют два варианта расчета дебита по косвенным показателям. Первый – по напорно-расходной характеристике (НРХ) ЭЦН. Для этого используется НРХ центробежного насоса, полученная на воде. В программе происходит пересчет характеристики (НРХ) ЭЦН на вязкость добываемой жидкости и расчет необходимого напора. Таким образом, точка пересечения НРХ будет указывать на расход жидкости на приеме насоса (рис. 2).
После этого производится расчет давления по стволу и определяется конечный дебит.
Второй метод – определение дебита по мощности. Для этого сначала определяется мощность, подводимая к ЭЦН, после этого по энергетической характеристике ЭЦН определяется режим, соответствующий подаче. Полученное из характеристики значение дебита на приеме ЭЦН пересчитывается с учетом поверхностных условий. В этой методике используется уникальный параметр – отношение дебита к КПД, значение которого никогда не повторяется, что позволяет минимизировать погрешность замера дебита (рис. 3).
Важно то, что данные по дебиту выводятся в онлайнрежиме с заданной пользователем цикличностью. Программное обеспечение проводит мониторинг работы всей системы «пласт – скважина – насосное оборудование» и может построить график изменения дебита за сутки, год или весь период эксплуатации.
Также вычислять дебит возможно на сервере ввода и сбора данных (в ЦДНГ, в офисе добывающего актива), при этом передача данных осуществляется по сети GPRS через GSM-модем. На сервере размещается программное обеспечение, которое собирает данные со скважин и передает их через контроллер на сервер, где обрабатывается вся информация (рис. 4). Таким образом осуществляется мониторинг каждой отдельной скважины: наблюдение за изменением давления на приеме, дебита и т.п. Это в свою очередь позволяет принимать оперативные решения для оптимизации работы оборудования.
Работы по внедрению данного оборудования были проведены в 2013 году на пяти скважинах на месторождениях Западной Сибири. Максимальная погрешность измерений с помощью виртуального расходомера не превышает 13%. Таким образом, можно сказать, что данная система достаточно эффективно производит расчеты с минимальными погрешностями. В данном проекте использовалась методика, основанная только на напорно-расходной характеристике (табл. 1.).
Представленная технология определения дебита позволяет оперативно получать информацию о работе скважины и принимать решение по изменению режима эксплуатации. Заложенный алгоритм дает возможность не только определять потенциал, но и проводить комплексное исследование скважины.
РАЗРАБОТКИ ДЛЯ БОРЬБЫ С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ
В 2015-2016 годах в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» был запущен проект с элементами «интеллектуализации месторождения», в рамках которого борьба с солеотложением ведется посредством управления блоком подачи ингибитора (рис. 5).
Для проекта были выбраны следующие скважины-кандидаты: работающая в постоянном режиме скважина №1 Уньвинского месторождения и скважина №2, эксплуатирующаяся в циклическая режиме.
При сравнении замеров, проводимых с помощью различных систем (передвижной мобильной системой АСМА, АГЗУ и «виртуального расходомера»), были получены следующие результаты: расхождение между АСМА и АГЗУ составило 9,27%, между «виртуальным расходомером» и АСМА – 3%, что показывает достаточно хорошую сходимость результатов (табл. 2).
На скважине №2 с пятичасовым режимом работы (в режиме накопления 19 ч) расхождение результатов для АСМА и АГЗУ составило 0%, а между АСМА и «виртуальным расходомером» – 4% (табл. 3).
С помощью установленной в станцию управления ЭЦН программы «Автотехнолог+Соль» по шестикомпонентному составу воды и термобарическим условиям в скважине возможно определить вероятность отложения солей (рис. 6). По кривой эффективности применения ингибитора было определено, что на тонну жидкости необходимо подавать примерно 28 г ингибитора, что в два раза меньше стандартного количества.
На сегодняшний день система прошла добровольную сертификацию в ТЭКСЕРТ [5]. Также были подготовлены документы на регистрацию оборудования в качестве средства измерения и контроля дебита на скважине (рис. 7).
СТУПЕНИ ДЛЯ УЭЦН МАЛОГО ДИАМЕТРА
В 2014 году было разработано центробежное рабочее колесо открытого типа для малогабаритных УЭЦН, применяющихся при эксплуатации боковых стволов малого диаметра (БСМД) (рис. 8).
Данная ступень не только уменьшает длину насосной установки, но и может служить заменой ступеней с закрытыми рабочими колесами (РК) на ступени с открытыми РК. Такие ступени обладают в 1,8-2,5 раза меньшей монтажной высотой. Открытые рабочие колеса могут работать при содержании свободного газа до 50% без срыва подачи. При использовании ступеней с открытыми РК длина насоса сокращается на 40% (2,4-8,4 м вместо 4-14 м), а в состав установки не нужно включать газосепаратор (ГС). При этом общая длина насосной установки может уменьшиться еще на 0,8-1,2 м, что позволяет спустить данный вид оборудования в те интервалы, в которые стандартное оборудование по своим габаритным размерам не проходит.
ЛАБИРИНТНО-ВИНТОВОЙ НАСОС
Лабиринтно-винтовой насос относится к типу гибридных насосов (рис. 9). В отличие от винтовых насосных установок в нем отсутствуют камеры, что позволяет перекачивать флюид с высоким содержанием механических примесей.
Кроме того, малые зазоры между статором и ротором требуют больших скоростей вращения для увеличения скорости относительного движения жидкости (для уменьшения утечек), что в свою очередь позволяет работать с газожидкостной смесью без срыва подачи и увеличивать добычные возможности (подачу и напор) насоса.
На рис. 10 представлена НРХ лабиринтно-винтового насоса. Напор одной ступени с диаметром винта 45 мм (длина ступени 100 мм) равен 30 м, КПД – 48%, что говорит о том, что данные установки можно использовать в скважинах с высокой вязкостью добываемой жидкости и с высоким содержанием газа.
НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ С КАНАТНЫМИ ШТАНГАМИ
При эксплуатации скважин с большим темпом набора кривизны достаточно часто встречается проблема быстрого износа муфт, центраторов, колонн НКТ и т.п. Это приводит к негерметичности колонны и обрыву штанг.
Так, одним из мест концентрации контактной нагрузки в стандартных штанговых насосах являются соединительные муфты, что приводит к их деформации и износу (рис. 11). При этом использование штанговых центраторов не дает равномерного распределения контактной нагрузки по радиусу кривизны.
Эту проблему можно преодолеть с использованием канатной штанги, в которой отсутствуют места концентрирования нагрузок, что позволяет снизить деформацию практически в 30 раз (рис. 12, 13).
Важно отметить, что скорость износа НКТ прямо пропорциональна распределенным контактным нагрузкам и экспоненциально увеличивается с ростом содержания ТВЧ.
В программном комплексе «Автотехнолог+Соль» присутствует расчетный блок, который позволяет определять, в каком интервале и где располагать канатную штангу, для того чтобы избежать истирания колонны НКТ (рис. 14).
Для эксплуатации БСМД используют дифференциальный насос с принудительной посадкой всасывающего клапана при движении плунжера вниз.
На рис.15 представлен образец канатной штанги, тело каната и две заделки: верхняя и нижняя. Минимальное усилие на разрыв – 47 т, что более чем в два раза выше показателя 22-мм штанг D-Super (22 тонны). На сегодняшний день в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» эксплуатируется 15 скважин с канатной штангой, максимальная наработка составляет более 900 суток. Средняя суточная дополнительная добыча составляет 57,5 тонн. Опыт эксплуатации канатной штанги показывает, что уменьшение контактной нагрузки по сравнению с традиционными насосными штангами положительно отразилось на увеличении ресурса штанг.
СТРУЙНЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
Другая технология, которая нашла применение при эксплуатации БСМД, – струйная техника [2], в которой используется энергия системы поддержания пластового давления скважин (ППД): по центральному каналу подается рабочая жидкость, а по межколонному пространству на поверхность поднимается добываемая жидкость.
Схемы подачи рабочей жидкости и обвязки устья для эксплуатации струйных насосов представлены на рис. 16-17. В качестве рабочей жидкости используется вода из скважины ППД, которая проходит систему подготовки воды прямо на скважине и поступает по центральному каналу на сопло струйного насоса.
На рис. 18. показан пример обвязки устья на месторождении в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Максимальная наработка струйного насоса составила 567 суток. Оборудование было поднято по параметрическому отказу, то есть произошло снижение дебита с 35 до 8 м3/сут.
ЛИТЕРАТУРА
1. Струйная техника проста в конструктивном исполнении и компактна, а отсутствие подвижных деталей обуславливает высокую надежность и позволяет эксплуатировать БСМД с большим темпом набора кривизны, где другие виды оборудования из-за конструктивных особенностей эксплуатировать не удается. SО возможности штанговой эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра / О.В. Третьяков, И.И. Мазеин, А.В. Усенков, В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов // Территория НЕФТЕГАЗ. 2013. № 12.
2. Опыт эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра с помощью струйного насоса / О.В. Третьяков, И.И. Мазеин, А.В. Усенков, В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов // Территория НЕФТЕГАЗ. 2014. № 5.
3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Герасимов И.Н. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей // // Территория НЕФТЕГАЗ. 2015. № 3.
4. Патент № 2581189. Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, С.С. Пекиню.
5. Сертификат соответствия № ТЭКСЕРТ RU.01-12.Н402. Интеллектуальный программно-аппаратный комплекс определения дебита и защиты скважинного оборудования от отложения солей, парафина и коррозии» «Виртуальный расходомер», ООО «ЦОНиК» имени И.М. Губкина».
6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2016618641. Автотехнолог-виртуальный расходомер / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцов, С.С. Пекин. Ю.А. Донской. И.Н. Герасимов.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.