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

Результаты внедрения технологии ОРД с системой отвода газа из нижнего горизонта на скважинах РУП ПО «Белоруснефть»

Внедрение технологии ОРД в РУП ПО «Белоруснефть» начиналось с компоновок, разработанных институтом «ТатНИПИнефть», которые впоследствии были адаптированы для скважин РУП ПО «Белоруснефть» с учетом их особенностей: высокого содержания газа на приеме насоса и наличия АСПО и солеотложений.

По состоянию на конец 2015 года по технологии ОРД с системой отвода газа из нижнего горизонта эксплуатировались 23 скважины, что позволило получить дополнительную добычу в объеме 119,8 тыс. т нефти при среднем приросте дебита нефти в 2,5 раза. В перспективе планируется продолжать внедрение компоновок ОРД, проводить работу по повышению их надежности, а также вести поиск альтернативных технологий и оборудования для эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

22.05.2016 Инженерная практика №05/2016
Третьяков Дмитрий Леонидович Ведущий инженер-конструктор отдела развития инновационных технологий «БелНИПИнефть» РУП ПО «Белоруснефть»

Месторождения Припятского прогиба Республики Беларусь в основном представляют собой зрелые активы, длительное время находящиеся в разработке. Около 90% добывающих скважин РУП ПО «Белоруснефть» относятся к мехфонду, 70% которого составляют скважины с дебитами менее 30 м3/сут. Большинство скважин осложнены АСПО и солеотложениями как в верхнем, так и в нижнем горизонте.

Глубины вскрытия продуктивных горизонтов составляют 2000 м и более. Подавляющее большинство скважин на глубине спуска насосов оборудованы ЭК диаметром 168, 146 и 140 мм.

Для скважин Компании характерны низкие пластовые давления, из-за чего ГНО приходится спускать на экстремальные (максимально возможные) глубины. Забойное давление на приеме насоса, как правило, ниже давления насыщения, что служит причиной повышенного содержания свободного газа на приеме насоса. Перечисленные особенности скважин обуславливают специфику применения технологии ОРД.

СХЕМЫ И ПРИНЦИПЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОРД

Первые спущенные в скважины РУП ПО «Белоруснефть» компоновки ОРД были разработаны специалистами института «ТатНИПИнефть». Несмотря на то, что данные компоновки успешно работают в скважинах ПАО «Татнефть», после их запуска в наших скважинах сразу же возникли проблемы с подъемом продукции нижнего горизонта. Это объясняется высоким содержанием газа на приеме насоса, что нехарактерно для скважин ПАО «Татнефть». Для того чтобы адаптировать компоновки к нашим условиям, нами была разработана конструкция насоса, обеспечивающая отвод газа из нижнего горизонта по высоконапорному трубопроводу (ВНТ).

Рис. 1. Типовая схема внутрискважинного оборудования для реализации технологии ОРД
Рис. 1. Типовая схема внутрискважинного оборудования для реализации технологии ОРД

В составе компоновки два ВНТ крепятся к колонне НКТ с использованием кожуха-протектора, который служит для предотвращения повреждения трубопровода в процессе спуска. ВНТ присоединяются к средоразделителю насоса (рис. 1). При работе насоса жидкость из нижнего горизонта поднимается по хвостовику в газосепаратор, где происходит отделение свободного газа. Далее пластовый флюид через средоразделитель поступает к приемному клапану насоса, а свободный газ по ВНТ поднимается на устье скважины.

Рис. 2. Принцип работы ШГН для ОРД с отводом газа из нижнего горизонта (патент №2513566)
Рис. 2. Принцип работы ШГН для ОРД с отводом газа из нижнего
горизонта (патент №2513566)

Также в конструкции насоса ОРД присутствует боковой всасывающий клапан (БВК), который в зависимости от соотношения забойного давления в верхнем и нижнем горизонтах дает возможность использовать прямую или обратную схему ОРД (рис. 2).

Рис. 3. Совмещение отвода газа и дозирования ингибиторов АСПО на прием насоса
Рис. 3. Совмещение отвода газа и дозирования ингибиторов АСПО на прием насоса

Для борьбы с АСПО на скважинах РУП ПО «Белоруснефть» используется подача ингибитора на прием насоса. Возможны два способа дозирования ингибитора. В первом случае производится спуск трубопровода диаметром 15 мм, который непосредственно под колонной НКТ соединяется с трубопроводом диаметром 7 мм. Через него ингибитор поступает в трубопровод диаметром 15 мм, и по нему же происходит отвод газа из нижнего горизонта (рис. 3). Во  втором случае в скважину спускаются сразу два трубопровода, по одному производится дозирование ингибитора АСПО, другой используется для отвода газа из нижнего горизонта.

На сегодняшний день в РУП ПО «Белоруснефть» разработаны и применяются компоновки ОРД на базе насосов НН-38, НН-44 и НН-57 (табл. 1).

Таблица 1. Классификация трубных насосов для ОРД (ТНО)
Таблица 1. Классификация трубных насосов для ОРД (ТНО)

ВЫБОР СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ ДЛЯ ВНЕДРЕНИЯ ОРД

При выборе скважин-кандидатов для внедрения технологии ОРД в РУП ПО «Белоруснефть» используются следующие критерии:

  • отсутствие пересечений зон дренирования с другими скважинами;
  • наличие непроницаемой перемычки между горизонтами (слоями) толщиной не менее 4 метров;
  • достаточность компенсации отборов закачкой по приобщаемому пласту/горизонту при условии увеличения отборов;
  • отсутствие заколонных перетоков в скважине между горизонтами по ПГИ;
  • одновременная разработка не более двух пластов/горизонтов с разными эксплуатационными параметрами;
  • суммарный дебит двух пластов/горизонтов не более 50 м3/сут;
  • условный диаметр ЭК от устья скважины до глубины установки насоса не менее 140 мм;
  • условный диаметр ЭК в месте установки пакерного оборудования не менее 114 мм;
  • зенитный угол наклона в месте установки ГНО не более 42°, а при искривлении ствола скважины в интервале подвески насоса – не более 2° на 10 м; отсутствие нарушений и смятий ЭК.

Кроме того, важную роль играют организационные аспекты внедрения ОРД. Изначально мы использовали типовой подход: подбирали скважины-кандидаты, проводили приобщение второго горизонта, спускали оборудование для ОРД и запускали скважины в работу. Однако, несмотря на высокую степень изученности наших месторождений, параметры работы скважин не всегда соответствовали ожиданиям. В связи с этим приходилось уже «на ходу» проводить дополнительные исследования, вносить коррективы в работу оборудования и даже корректировать его типоразмеры. Чтобы исключить подобные ситуации, мы стали проводить подробный анализ работы компоновок и постепенно перешли к более «осознанной» схеме подбора кандидатов для ОРД, которая, по нашим ожиданиям, позволит сделать внедрение этих схем максимально эффективным.

ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОРД

При выборе объектов для внедрения технологии ОРД в РУП ПО «Белоруснефть» используется следующий алгоритм. В первом квартале формируется предварительный список скважин-кандидатов для внедрения технологии ОРД на следующий год. Выдается техническое заключение о возможности внедрения технологии ОРД согласно списку скважин-кандидатов и оценивается целесообразность внедрения технологии на рассматриваемых объектах. Утверждается список скважин-кандидатов для опробования приобщаемых пластов/горизонтов для уточнения их продуктивных параметров. Выполняются ГДИ текущего работающего горизонта для уточнения пластового давления и коэффициента продуктивности. После этого выполняются приобщение и освоение дополнительного пласта/горизонта. По результатам освоения проводится отработка приобщенного горизонта насосным оборудованием продолжительностью не менее месяца. После отработки и выхода на установившийся режим скважины проводятся ГДИ приобщенного горизонта. На основании полученных (уточненных) данных параметров пластов производится повторный пересчет эксплуатационных параметров скважины при ОРД и подбор необходимого подземного оборудования. Скважины для внедрения технологии ОРД включаются в годовую программу ГТМ. Составляется график внедрения технологии ОРД на следующий год.

В случае изменения энергетического состояния временно отсеченного пласта/горизонта и/или при подозрении на изменение его продуктивности выполняются ГДИ при внедрении технологии ОРД.

ХРОНОЛОГИЯ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОРД

В августе 2011 года оборудование для ОРД, разработанное институтом «ТатНИПИнефть», было внедрено на скважине №8 Надвинского месторождения РУП ПО «Белоруснефть». Разработана конструкция насосной установки ОРЭ с системой отвода газа, поступающего на прием насоса из нижнего горизонта, на базе НН-44.

В 2012 году внедрена технология ОРЭ с системой отвода газа из нижнего горизонта. Подана заявка на изобретение (патент №2513566).

В 2013 году в Компании внедрен регламент по технологии ОРД, а также разработана насосная установка ОРД на базе ШГН НН-57, а в 2014 году – на базе НН-38.

В 2015 году разработана конструкция насосных установок с обводной трубкой для дозирования воды в хвостовик.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОРД

Всего по состоянию на 2015 год технология ОРД с отводом газа из нижнего горизонта внедрена в 23 скважинах РУП ПО «Белоруснефть» (рис. 4), из  них 11 с НН-38, на 10 – с НН-44 и две – с НН-57. Выполнены 43 подъема ГНО при средней НнО 243 суток. Дополнительная добыча из приобщенных горизонтов составила 119,8 тыс. т при среднем увеличении дебита нефти в 2,5 раза.

Рис. 4. Внедрение установок ОРД на месторождениях РУП ПО «Белоруснефть», 2011-2016 гг.
Рис. 4. Внедрение установок ОРД на месторождениях РУП ПО «Белоруснефть», 2011-2016 гг.
Рис. 5. Добыча нефти за счет выполнения ГТМ за 11 мес. 2015 г.
Рис. 5. Добыча нефти за счет выполнения ГТМ за 11 мес. 2015 г.

За 11 месяцев 2015 года с помощью технологии ОРД получена пятая часть от объема нефти, добытого с применением ГТМ, что сопоставимо с объемами добычи нефти за счет зарезки боковых стволов и больше, чем объемы, полученные в результате реализации мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН) (рис. 5).

Рис. 6. Структура подъемов ГНО по видам отказов
Рис. 6. Структура подъемов ГНО по видам отказов

Из 43 поднятых компоновок 19 находились рабочем состоянии,12 отказов произошло по причине обрыва/отворота и 7 – вследствие запарафинивания (рис. 6). Обрывы/отвороты, в свою очередь, происходят из-за эксплуатации оборудования в условиях высоких знакопеременных нагрузок и подклинивания плунжера насоса твердыми включениями.

После каждого подъема проводилась ревизия ГНО, по результатам которой в восьми случаях была выявлена негерметичность БВК.

Минимальная НнО компоновок ОРД составила 2 сут (отворот), средняя – 243 сут, максимальная – 750 сут (работоспособное, ППР).

В течение 2016 года планируется внедрить еще 10 компоновок ОРД с отводом газа из нижнего горизонта. Интересно, что на начальном этапе внедрения технологии ОРД на скважинах РУП ПО «Белоруснефть» высказывались мнения, что эта технология не получит широкого внедрения, а объем внедрения не превысит десяти скважин. Но сегодня компоновки ОРД уже работают на 23 скважинах, и мы будем продолжать внедрять и совершенствовать технологию.

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОРД

Развитие технологии ОРД с отводом газа из нижнего горизонта на скважинах РУП ПО «Белоруснефть» будет проводиться по четырем направлениям. Во-первых, повышение надежности конструкции БВК. Такая необходимость связана с высоким процентом отказов компоновок ОРД по причине негерметичности БВК.

Во-вторых, разработка и испытания ТМС для замера забойных параметров нижнего горизонта. Применяемая в настоящее время схема не позволяет отслеживать параметры работы нижнего пласта, в том числе забойного давления, что создает неудобства при анализе работы компоновки.

Третье направление заключается в поиске высоконапорных трубопроводов, которые смогли бы обеспечить герметичность при перепадах давления более 15 МПа в скважинных условиях. Трубопроводы, которые применяются на скважинах РУП ПО «Белоруснефть» в настоящее время, несмотря на заявленные характеристики и проведенную доработку по повышению их надежности в зоне заделки, выдерживают не более 10 МПа.

Наконец, мы будем продолжать разработку и поиск альтернативных технологий и оборудования для эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Дмитрий Леонидович, Вы сказали, что для скважинных условий РУП ПО «Белоруснефть» необходимы трубопроводы, которые бы выдерживали перепады давления более 15 МПа. В связи с чем возникает такой большой перепад давления в ваших скважинах?
Дмитрий Третьяков: Он возникает в процессе мероприятий по борьбе с солеотложениями. Дело в том, что для наших скважин характерен галитный характер солеотложений. Надо сказать, что производителей ингибиторов для борьбы с этими осложнениями на рынке очень мало, и ни один из опробованных нами химреагентов пока не показал достаточной эффективности. В связи с этим наиболее эффективным мероприятием по борьбе с солеотложениями в скважинах РУП ПО «Белоруснефть» остаются их обработки пресной водой. Обработка нижнего горизонта требует прокачки больших объемов жидкости по трубопроводу, что и создает высокий перепад давления. А это, соответственно, требует повышенной надежности трубопровода.
Вопрос: Как часто вы производите индивидуальные замеры параметров каждого пласта скважин с ОРД?
Д.Т.: Стандартное исследование производится один раз в квартал. В случае если дебит или обводненность изменяются больше, чем допустимо, проводится индивидуальное исследование скважины.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт пилотного внедрения системы ОРЭ с двумя УЭЦН и раздельным лифтом
Прогнозирование и предупреждение поглощений бурового раствора при бурении скважин на Кулешовском месторождении
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдула Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.