Технические и стратегические решения для реализации потенциала скважин с боковыми стволами
Для нефтедобывающих объектов АО «Самаранефтегаз» актуальна задача довыработки остаточного потенциала скважин, выводимых в бездействующий фонд по причине высокой обводненности добываемой продукции и наличия аварийного глубинно-насосного оборудования (ГНО) на забое скважин. Для решения данной задачи реализуются различные мероприятия, включая зарезку боковых стволов (ЗБС).
В предлагаемой Вашему вниманию статье проанализирован опыт успешного внедрения УЭЦН габаритной группы 2А с модернизированными рабочими органами насоса для эксплуатации скважин с боковыми стволами, относящихся к осложненному фонду.
Использование модернизированных полимерных рабочих органов позволит расширить диапазон применимости УЭЦН 2А, повысить надежность их эксплуатации на осложненном фонде скважин: увеличить среднюю наработку оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин, а также существенно снизить затраты на приобретение оборудования, что в свою очередь увеличит чистый денежный доход от добычи нефти.
С целью реанимации скважин и реализации их потенциала на нефтедобывающих объектах ПАО «НК «Роснефть» активно осуществляется бурение боковых стволов, в связи с чем возникает острая потребность во внедрении эффективных способов эксплуатации скважин с боковыми стволами (БС), которые бы обеспечивали достижение расчетного забойного давления.
Вместе с тем, с одной стороны, большинство применяемых сегодня видов ГНО по причине габаритного несоответствия внутреннему диаметру хвостовика скважины не способно в полной мере вырабатывать потенциал скважин с БС. С другой стороны, у оборудования, технически способного эксплуатировать данные скважины, есть ряд ограничений по эксплуатации и технические недоработки.
Применение рассматриваемой в нашей работе технологии позволит обеспечить максимальную реализацию потенциала скважин с боковыми стволами при помощи УЭЦН2А.
ПРЕДМЕТ И ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЙ
Наиболее эффективными технологиями для эксплуатации скважин после ЗБС считаются применение установки специального штангового глубинного насоса с гибкой канатной штангой [1] и УЭЦН габарита 2А [2]. Что касается первого варианта, то на практике он оказался довольно эффективным и надежным. Но при помощи данной технологии мы не всегда можем в полной мере вырабатывать потенциал скважины из-за ограничения по глубине спуска гибкой канатной штанги (до 1500 м) и сравнительно низкой производительности специального насоса (до 60 м3/сут). В этой связи применение второго варианта оборудования (УЭЦН2А) для эксплуатации скважин с боковыми стволами со средним и высоким дебитом и глубиной более 1500 м представляется более целесообразным в связи с высокой производительностью оборудования и отсутствием ограничений по глубине спуска установки.
Рабочие органы предлагаемого к эксплуатации насоса выполняются на основе порошковой металлургии. В нефтяной промышленности данный вид производства применяется при изготовлении рабочих элементов малогабаритного насосного оборудования. В общем виде технологический процесс порошковой металлургии состоит из четырех основных этапов: производство порошков, смешивание порошков, уплотнение (прессование, брикетирование) и спекание.
При изготовлении рабочих органов насоса одним из элементов подготовленного порошка служит медь, которая выступает в роли легирующего материала. Данное сочетание при химическом взаимодействии с сернистым водородом может привести к образованию сульфидов (CuSO4 + H2S = CuS + H2SO4) и коррозии, что создает риск механического повреждения материала в процессе эксплуатации насоса. Кроме того, рабочие органы из порошкового материала характеризуются высокой адгезией к асфальтосмолопарафиновым отложениям (АСПО) и механическим примесям, что также оказывается осложняющим фактором, снижающим продолжительность межремонтного периода работы установки.
Для обеспечения эффективной эксплуатации и расширения диапазона применимости УЭЦН габаритной группы 2А необходимо подобрать материал, который по своим физико-химическим свойствам позволит обеспечить необходимый результат при эксплуатации на осложненном фонде скважин.
АНАЛИЗ ПРОБЛЕМАТИКИ
Продукция действующего фонда скважин АО «Самаранефтегаз» осложнена высокой интенсивностью образования АСПО, механическими примесями, солеотложениями, высокой вязкостью флюида и значительным содержанием сероводорода (рис. 1).
Анализ работы механизированного фонда АО «Самаранефтегаз» показал наибольшую эффективность применения УЭЦН габаритной группы 5 и 5А в качестве способа эксплуатации осложненных скважин. При этом наиболее высокие показатели по средней наработке на отказ (СНО) характерны для установок, рабочие органы которых выполнены из нирезиста и полимерно-композиционных материалов.
В то же время использование сплава «нирезист» при изготовлении элементов малогабаритного насоса не оправдывается экономически, тогда как средняя наработка на отказ оборудования с использованием полимерных материалов на объектах АО «Самаранефтегаз» превышает 400 суток.
В связи технологической эффективностью и сравнительно невысокой стоимостью полимера было принято решение о разработке технического задания на изготовление рабочего колеса и направляющего аппарата насоса из полимерно-композиционного материала.
Использование данного материала позволит расширить диапазон применимости оборудования на осложненном фонде скважин, существенно снизить стоимость оборудования за счет применения полимера и получить дополнительную добычу нефти за счет увеличения СНО оборудования.
МАТЕРИАЛ РАБОЧИХ ОРГАНОВ НАСОСА
Рабочие органы из данного материала (рис. 2) устойчивы к воздействию механических примесей с твердостью до 7 баллов по Моосу, к гидроабразивному износу, обладают малым весом (в 4-4,5 раза легче металлического аналога), что значительно снижает нагрузку на рабочий вал насоса. Низкая адгезия материала обеспечивает проходному сечению рабочего колеса защиту от налипания АСПО, а высокая геометрическая точность и низкая шероховатость проточных частей из ПКМ снижают скорость образования солей на рабочих органах насоса. Более того, применение полимерных рабочих колес и полимерных защитных втулок вала позволяет существенно снизить вероятность заклинивания ротора насоса. Температурный порог эксплуатации данных полимерных рабочих органов находится на отметке 270°C (см. «Преимущества полимерных рабочих органов»).
ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Для проведения испытаний на нефтедобывающих объектах АО «Самаранефтегаз» было поставлено 16 комплектов УЭЦН габаритной группы 2А с рабочими органами насоса в полимерном исполнении. В перечень скважин-кандидатов вошли скважины действующего фонда и скважины программы ЗБС 2017 года.
При подборе скважин-кандидатов для проведения испытаний необходимо было соблюдать в первую очередь такие критерии подбора нефтепогружного оборудования, как наличие обсадной колонны в хвостовике скважины; максимальный темп набора кривизны по стволу скважины не более 2° на 10 м (в случае сверхнормативного набора кривизны применяется специальное оборудование для эксплуатации УЭЦН – муфта гибкая [3]); минимальный приток жидкости 30 м3/сут; содержание механических примесей – не более 500 мг/л; сернистого водорода – не более 12%; вязкость жидкости – не более 80 сПз.
На сегодняшний день из 16 комплектов поставленного оборудования восемь установок спущены в боковые стволы скважин и подтверждают свою эффективность, принося Обществу ежесуточную дополнительную добычу нефти в объеме более 150 тонн. Стоит отметить, что применение полимерных материалов в производстве установок малого габарита не имеет аналогов, и испытания проводятся впервые как на объектах АО «Самаранефтегаз», так и в нефтяной промышленности в целом.
Таким образом, применение полимерно-композиционных материалов открывает новую страницу в эксплуатации скважин с боковыми стволами. Технологическая точность исполнения, физико-химические свойства материала, экономическая рентабельность, позволяют расширить диапазон эксплуатации оборудования на осложненных объектах АО «Самаранефтегаз» и обеспечить реализацию потенциала фонда скважин с БС.
Данное техническое решение позволит повысить окупаемость УЭЦН габаритной группы 2А и снизить удельные совокупные затраты при разработке месторождений ПАО «НК «Роснефть».
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
- Сабиров А.А. Новые разработки в технике и технологии добычи нефти // Инженерная практика. 2017. №1-2. С. 82-91.
- Слепченко С., Харламов П. Инновации для Самотлора // Нефтегазовая Вертикаль. 2015. №11. С. 14-15.
- Гилаев Г.Г., Стрункин С.И., Пупченко И.Н., Исмагилов А.Ф., Козлов С.А. Техника и технология добычи нефти и газа ОАО «Самаранефтегаз». – Самара: Изд-во Нефть. Газ. Инновации, 2014. С. 158-159.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.