Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Без рубрики
  • Комплексный подход к эксплуатации осложненного фонда скважин. Струйные насосы, прокат ШВН, КПЗП

Комплексный подход к эксплуатации осложненного фонда скважин. Струйные насосы, прокат ШВН, КПЗП

Пo состоянию на август 2015 года фонд скважин ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» и эксплуатировался преимущественно УШГН (83,5%), а также УЭЦН (13,7%) и УШВН (2,8%) (рис. 1). Особенности эксплуатации и борьба с осложнениями (повышенный вынос мехпримесей и высокое содержание свободного газа на приеме насосов, обусловленное низким забойным давлением), характерными для мехфонда предприятия, неоднократно обсуждались на страницах «Инженерной практики». Эксплуатация месторождений группы Одопту-море осложняется также конструкцией скважин: большой глубиной по стволу и рекордной протяженностью горизонтальных участков.

В предлагаемой Вашему вниманию статье рассмотрены результаты внедрения газосепаратора новой конструкции, а также планы предприятия по совершенствованию подходов к борьбе с осложняющими добычу факторами и проведению опытно-промышленных испытаний (ОПИ) новых технических решений.

15.12.2015 Инженерная практика №12/2015
Савочкин Алексей Владимирович Заместитель начальника отдела по работе с механизированным фондом ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

Рис. 1. Структура действующего фонда скважин ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Рис. 1. Структура действующего фонда скважин ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОДОПТУ СЕВЕРНЫЙ КУПОЛ

Скважины Северного купола эксплуатировать достаточно сложно в силу их больших протяженности, близкой к десяти километрам, и глубины спуска погружного оборудования, а также низкого пластового давления (рис. 2). Кроме того, в настоящее время отсутствует действенная технология нормализации забоя скважин этой группы.

Рис. 2. Специфика действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождении Одопту Северный Купол ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Рис. 2. Специфика действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождении Одопту
Северный Купол ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

Основная причина возникновения осложняющих факторов состоит в недостаточной компенсации пластового давления закачкой. Помимо собственно снижения пластового давления и дебита  скважин, отмечается тенденция к росту количества свободного газа на приеме насоса, обводненности и выноса мехпримесей: средняя концентрация взвешенных частиц (КВЧ) по фонду к настоящему времени достигла 860 мг/л (рис. 3).

Рис. 3. Осложнения на фонде скважин м/р Одопту Северный Купол ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Рис. 3. Осложнения на фонде скважин м/р Одопту Северный Купол ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

На разборе мы обнаруживаем твердые отложения на ГНО, представленные мелким кварцевым песком (абразивом) и солями карбонатов. Растет число отказов ГНО по причине коррозии. При этом мероприятия по борьбе с солеобразованием, коррозией и отложениями АСПВ осложняются ограниченным выбором методов эксплуатации механизированного фонда горизонтальных скважин.

К сожалению, прогноз развития ситуации неутешителен. Так, ожидаемое превышение обводненности продукции 40% (текущее значение 25%) приведет к инверсии фаз добываемого флюида с переходом к эмульсии «нефть в воде». Поскольку абразивное воздействие кварцевого песка в воде сильнее, чем в нефти, можно прогнозировать более интенсивный износ ГНО. Также ростом доли воды и пропорциональным ростом содержания в продукции растворенных в воде ионов солей будет объясняться повышение интенсивности солеотложения. Наконец, возможно образование в скважинах стойких эмульсионных систем и увеличение вязкости перекачиваемой ГЖС.

Рис. 4. Горизонтальный статический газосепаратор BFGS
Рис. 4. Горизонтальный статический газосепаратор BFGS

В этой связи специалисты отдела по работе с механизированным фондом скважин ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» ведут поиск и испытание решений, которые бы повысили эффективность эксплуатации УЭЦН в горизонтальных скважинах. Так, для стабилизации работы УЭЦН в горизонтальных скважинах с высоким газовым фактором, а также для оценки возможности увеличения коэффициента естественной сепа-рации при переходе от эксплуатации УЭЦН в ЭК-245 к эксплуатации в ЭК-168 компания «Шлюмберже Восток» предложила испытать горизонтальный статический газосепаратор BFGS (Bottom Feeder Gas Separator), представленный на рис. 4.

Особенность конструкции BFGS состоит в самоориентирующемся в радиальной направленности приемном модуле, благодаря которому исключается попадание газа в приемную сетку по всей радиальной поверхности сепаратора – забор жидкости происходит по нижней образующей в колонне.

ОПИ ГАЗОСЕПАРАТОРА BFGS

Для проведения ОПИ газосепаратора BFGS мы подобрали две скважины месторождения Одопту Северный Купол (рис. 5). Скважина под условным №1 характеризовалась нестабильной работой УЭЦН, высокими колебаниями тока (20-46 А), нагревом ПЭД и частыми срывами подачи. Наработка на отказ предыдущей УЭЦН составила 273 сут с остановкой по причине отсутствия подачи и включением в программу ОПИ.

Рис. 5. Скважины-кандидаты для проведения ОПИ BFGS
Рис. 5. Скважины-кандидаты для проведения ОПИ BFGS

Вторая скважина-кандидат эксплуатировалась до ОПИ с еще более сложными параметрами. В ходе ее предшествующей эксплуатации забойное давление снизилось с с 6,5 до 3 атмосфер. Также отмечалась нестабильная работа УЭЦН, высокие колебания тока (13,1 – 22,5 А), частые срывы подачи и нагрев ПЭД. Заглубление компоновки ГНО и ее эксплуатация в ЭК168 оказались невозможными. Прежняя наработка на отказ составила 228 сут, опять же с остановкой по причине отсутствия притока. Был поставлен вопрос о целесообразности дальнейшей эксплуатации скважины или переводе ее в фонд ППД.

Рис. 6. Результаты внедрения BFGS на м/р Одопту Северный Купол
Рис. 6. Результаты внедрения BFGS на м/р Одопту
Северный Купол

После монтажа в скважине №1 газосепаратора BFGS ее текущая наработка к концу сентября 2015 года достигла 333 сут при стабильной работе УЭЦН. На ту же дату наработка второй скважины составила 266 сут, также при стабильной работе насосной установки (рис. 6).

Включение узла BFGS в компоновку УЭЦН на скважине №1 позволило снизить колебания рабочего тока с 20-46 А, до 35-39 А и стабилизировать работу УЭЦН. В данном случае благодаря увеличению коэффициента естественной сепарации нам удалось установкой с меньшими напорными характеристиками обеспечить более высокий дебит скважины.

Что касается скважины №2, то прежде всего нам удалось сохранить ее в добывающем фонде. Повысился коэффициент наполнения насоса и, соответственно, эффективность эксплуатации скважины. Удалось, реализовать прежде недоступную возможность эксплуатации УЭЦН в ЭК-168. Более того, именно на этой скважине был установлен рекорд ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» по глубине спуска УЭЦН – 7235 м. Средняя глубина спуска ГНО на месторождении составляет 5505 м. Суммарное увеличение дебита нефти по двум скважинам достигло 32 т/сут.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ СНО

Внедрение эксцентрических газосепараторов BFGS и дальнейшее тиражирование этой технологии – это одно из направлений работы по повышению средней наработки на отказ (СНО) мехфонда месторождения Одопту Северный Купол ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». В число других направлений входит планируемый отбор проб и анализ компонентного состава и физико-химических свойств попутно добываемой воды, а также оценка наличия в добываемой продукции растворенных агрессивных газов. По результатам этих анализов мы предполагаем произвести подбор альтернативных ингибиторов, не вызывающих коррозию ГНО.

Рассматривается возможность дополнения погружного кабеля импульсными трубками для подачи ингибитора на прием насоса в рамках модернизации кабельной защиты во всех осложненных скважинах. Это мероприятие будет проводиться на базе договора аренды оборудования с ООО «Шлюмберже Восток».

Также мы изучаем целесообразность включения в компоновки УЭЦН анодно-катодных протекторов для предотвращения коррозии с предварительным анализом аварийности дополнительного оборудования.

В отношении УЭЦН мы предполагаем перейти исключительно на применение установок в износостойком исполнении «Н3» в соответствии с классификацией Единых технических требований (ЕТТ 5.0), выведя из эксплуатации установки «Н2». Во все компоновки УЭЦН в дальнейшем будут включаться газосепараторы и газодиспергаторы для обеспечения максимальной газовой защиты.

ОПИ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

На месторождениях ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» активно проводятся ОПИ перспективных с точки зрения эффективности для нашего мехфонда технических решений. В частности, в настоящее время мы проводим ОПИ комплекса для добычи нефти струйными насосами на месторождении Набиль (рис. 7). Мы отобрали три скважины-кандидата с существенным влиянием осложняющих факторов, прежде всего пескопроявления. До проведения ОПИ СНО данных скважин не превышала 40-60 суток.

Рис. 7. Проект «Испытание комплекса для добычи нефти струйными насосами» на месторождении Набиль ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Рис. 7. Проект «Испытание комплекса для добычи нефти струйными насосами» на месторождении Набиль
ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Рис. 8. Противопесочный фильтр ФППР94 ООО «РЕАМ-РТИ»
Рис. 8. Противопесочный фильтр ФППР94 ООО «РЕАМ-РТИ»

Мы предполагаем, что данная технология может быть успешно внедрена на 40 скважинах и обеспечит прирост дебита нефти в 5-7 т/сут на скважину и рост МРП до 100 суток. Также за счет роста СНО должны сократиться затраты на частые ремонты.

В состав комплекса для добычи нефти струйными насосами входят насосный модуль, подводящие шлейфы, обвязка устья скважины (наземная часть), а также подвеска НКТ, пакер и струйный аппарат (внутрискважинная часть). Рабочий агент – подтоварная вода от установки сепарации нефти (УСН). Планируется также установка блока подготовки нагнетаемого агента производства ООО «Везерфорд».

Также на борьбу с влиянием повышенной КВЧ, выражающимся в частом заклинивании ГНО, направлены ОПИ противопесочного фильтра производства ООО «РЕАМ-РТИ» (рис. 8). Фильтр подвесной ФППР94 предназначен для защиты рабочих органов насосов для добычи нефти от воздействия механических примесей с размером частиц от 100 до 500 микрон. Фильтр применяется в составе УШГН или УЭЦН габаритов 5 и 5А и монтируется в нижней точке компоновки – на кожухе ПЭД или разобщителе. Потенциальный фонд для применения технологии – 395 скважин. Объем ОПИ – семь скважин. О результатах проекта пока судить рано, но динамика положительная.

В наших ближайших планах также значится испытание технологии крепления ПЗП при помощи установки «стакана» из RCP-проппанта в зоне перфорации скважин, осложненных повышенным выносом мехпримесей. Потенциальный фонд для внедрения составляет около 150 скважин на разных объектах ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Цели в целом совпадают с целями указанных выше ОПИ – повышение СНО и сокращение затрат на эксплуатацию скважин.

Не оставляем мы также и задачу внедрения штанговых винтовых насосных установок на пяти месторождениях предприятия. Однако активные работы в данном направлении в настоящее время не ведутся в силу невозможности организации сервиса установок данного типа персоналом достаточной квалификации.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Система предупреждения солеотложений ПК «Борец» на основе излучателя электромагнитного поля
Комплексный подход к эксплуатации осложненного фонда скважин как инструмент достижения цели. Концепция
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2018

Инженерная практика

Выпуск №10/2018

Системы мониторинга и управления для мехфонда. Арматура. Трубопроводы. ППД. Ремонт скважин
Единый протокол ТМС и ЕТТ ПАО «ЛУКОЙЛ»ОПИ оптоволоконной системы датчиков в ГС после МГРПОПИ высокотемпературных ТМСВходной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматурыДиагностический паспорт трубопроводной арматуры, автоматизация и интеллектуализацияБесконтактная диагностика трубопроводовАвтоматизация управления заводнением, энергоэффективность систем ППДЛиквидация поглощений при проведении РИР