Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Эксплуатация осложненного фонда скважин ОАО «НГК «СЛАВНЕФТЬ»

Среди всех осложняющих добычу нефти на фонде НГК «Славнефть» факторов ключевую роль играют повышенный вынос мехпримесей, солеотложения и высокая пластовая температура. Столкнувшись с лавинообразным ростом влияния этих факторов в начале 2000-х годов, специалисты Компании разработали и реализуют программу повышения СНО УЭЦН, результатом чего стало повышение средних наработок в полтора с лишним раза.

Предлагаемая вашему внимания статья рассказывает о хронологии борьбы с осложнениями и критериями выбора наиболее эффективных и перспективных методов для фонда НГК «Славнефть».

10.12.2012 Инженерная практика №12/2012
Мельниченко Виктор Евгеньевич Главный специалист Департамента по добыче нефти и газа ОАО «НГК «Славнефть»

Рис. 1. Динамика добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть»
Рис. 1. Динамика добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть»

Ожидаемый объем добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть» в 2012 году составляет чуть мене 18 млн т (рис. 1). При этом по состоянию на ноябрь общий добывающий фонд оснащенных УЭЦН скважин в нижневартовском регионе достиг 3600 единиц (рис. 2).

До 2000-го года мы фактически не знали, что такое «осложнения». В большинстве своем отказы относились к категории ресурсных — отказы гидрозащит по разгерметизации, отказы по клину валов и т.п. С тех пор число скважин после ГРП выросло с единиц процентов до 45%, а число скважин, эксплуатирующих юрские пласты — с 10–12 до 40%. Также происходил значительный рост числа скважин, переведенных на эксплуатацию вышележащего горизонта (АВ) после ГРП — с выносом абразива, в первую очередь. Результатом такой динамики стало резкое падение СНО — на 60% с лишним, с 490 до 300 суток.

Рис. 2. Динамика и структура фонда скважин с УЭЦН
Рис. 2. Динамика и структура фонда скважин с УЭЦН

Естественно, вырос парк низкопроизводительных УЭЦН с большими глубинами спуска и напорами. Так, с 0 до 20% выросла доля скважин с глубинами (рис. 3) спуска ЭЦН более 2600 м. Доля высоконапорных насосов (от 2000 м) сегодня уже составляет более 40%. И сегодня более 50% действующего фонда скважин оснащены УЭЦН производительностью менее 60 м3/сут.

Рис. 3. Динамика структуры парка УЭЦН
Рис. 3. Динамика структуры парка УЭЦН
Рис. 4. Структура осложненного фонда скважин
Рис. 4. Структура осложненного фонда скважин
Рис. 5. Содержание гидрокарбрнат-ионов в пластовой воде, мг/л
Рис. 5. Содержание гидрокарбрнат-ионов в пластовой воде, мг/л
Рис. 6. Структура осложнения фонда повышенным выносом мехпримесей
Рис. 6. Структура осложнения фонда повышенным выносом мехпримесей

СТРУКТУРА ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН

Картина осложнений вполне соответствует этой ситуации (рис. 4). На первом месте — вынос механических примесей, что составляет для нас большую проблему. На втором — высокая пластовая температура, прежде всего по юрским пластам — на уровне 90100°С при спуске насоса в интервал перфорации. В сочетании с низкими притоками и работой УЭЦН в левой зоне НРХ, все это обусловливает рост проблемы солеотложения в последние годы.

Солеотложения наиболее выражены при разработке пластов группы ЮВ, так как содержание гидрокарбонат-ионов в их продукции значительно выше, чем у остальных (рис. 5). В особенности это относится к недавно введенном в разработку Тайлаковскому месторождению. С точки зрения работы ГНО это приводит к значительному увеличению количества отказов по клину вала вследствие солеотложений на РО ЭЦН.

При этом набольшую проблему для действующего фонда скважин «Славнефти» представляет повышенный вынос мехпримесей (рис. 6), поскольку именно на этой части ЧРФ происходит от четырех до шести отказов на скважину в год.

БОРЬБА С МЕХПРИМЕСЯМИ

Мы разработали и реализуем программу борьбы с каждым из названных осложняющих факторов (табл. 1). Жирным шрифтом выделены мероприятия, которые мы включили в постоянное применение.

Наибольшую эффективность в отношении противодействия мехпримесям показывают фильтры ЖНШ, благодаря которым нам удается защитить ГНО от выносимого после ГРП проппанта. Наработка по соответствующей части фонда выросла более чем на 150 сут. К сожалению, данный метод не предотвращает засорение глинами.

Кроме того, мы существенно увеличили долю износостойкого оборудования — с 39 до 85%.

Таблица 1. Программа мероприятий по увеличению СНО УЭЦН
Таблица 1. Программа мероприятий по увеличению СНО УЭЦН

Одно из достаточно эффективных средств — оборудование, которое мы в течение ряда лет разрабатывали и внедряли, погружной сепаратор мехпримесей (ПСМ) в 2012 году — было снято с производства компанией «Новомет-Пермь». Тем не менее именно это оборудование дало нам наибольший прирост СНО, и мы хотели бы продолжить его эксплуатацию, если поступят предложения от других изготовителей.

БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ

В рамках борьбы с влиянием отложения солей мы на данный момент остановились на подаче ингибитора на прием ЭЦН при помощи УДР. Хорошо себя показал также и капсулированный ингибитор, но по причине отсутствия конкуренции его цена слишком высока. Мы бы приветствовали альтернативные предложения в этом сегменте, поскольку помимо ЭЦН этот метод обеспечивает также и защиту ПЭД. Дело в том, что «прикипание» двигателя вследствие отложения солей, когда мы не можем извлечь установку из скважины, также представляет для нашего предприятия большую проблему. Приходится проводить аварийные работы и терять на этом достаточно много нефти.

БОРЬБА С ВЛИЯНИЕМ ВЫСОКОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАСТА

В скважинах с расчетной пластовой температурой выше 120°С мы сегодня широко применяем термовставки. Это относится почти ко всем скважинам.

Также, вскрывшим юрские отложения в значительном числе скважин мы внедряем ТМС, поскольку для большой части фонда характерен нестабильный приток, когда после запуска с начальным дебитом 80 м3/сут через несколько месяцев скважина начинает давать уже 40 м3/сут, и встает вопрос понимания потенциала скважины и текущей ситуации с давлениями. Просто по динамике добычи это не всегда можно определить.

К этой же группе мероприятий можно условно отнести и внедрения вентильных двигателей, поскольку КПД ВПЭД при низких загрузках существенно выше, чем у АПЭД, нагрев меньше, гармоник в кабельной линии меньше. Это значит, что при работе высоконапорного оборудования в левой зоне такая установка тратит значительно меньше электроэнергии. Конечно, в таких случаях лучше переходить на периодическую эксплуатацию УЭЦН, но не всегда это оказывается возможным.

Рис. 7. Внедрение фильтров ФВПР5-12-030-60-100
Рис. 7. Внедрение фильтров ФВПР5-12-030-60-100
Рис. 8. Эффективность внедрения ПЦЭ в 2012 г.
Рис. 8. Эффективность внедрения ПЦЭ в 2012 г.
Рис. 9. Режим работы скважины 1452/219, ЭЦН5-100-1600
Рис. 9. Режим работы скважины 1452/219, ЭЦН5-100-1600
Рис. 10. Режим максимального отбора (скважина 1006/123, ЭЦН5-25-2200)
Рис. 10. Режим максимального отбора (скважина 1006/123, ЭЦН5-25-2200)
Рис. 11. Результаты реализации программы по повышению СНО
Рис. 11. Результаты реализации программы по повышению СНО

НОВЫЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ

В обозримой перспективе мы предполагаем закупать низкопроизводительные ЭЦН в 5А габарите. Основные преимущества — меньшая длина и большие проходные сечения. Цена таких насосов ниже, поскольку используется меньше ступеней.

Из новых направлений также отмечу внедрение фильтров ФВПР производства РЕАМ-РТИ, которые довольно неплохо себя зарекомендавали (рис. 7). Среди эксплуатируемых с этим оборудованием скважин преждевременные остановки были только по снижению дебита и ГТМ. Благодаря этому геологам удалось выявить дополнительный потенциал этого фонда скважин.

Применяем мы и циклические режимы эксплуатации (ПЦЭ). Ожидаемое снижение электропотребления в 2012 году составляет 3,0 млн кВт-ч (6,5 млн руб.), увеличение СНО — в 1,5 раза (рис. 8). Например, одна из скважин при начальном дебите жидкости 90 м3/сут на момент написания статьи экономически эффективно работала в периодическом режиме при дебите 20 м3/сут (рис. 9). Таким образом, мы получили возможность не проводить ПРС по замене ЭЦН-100 на меньший типоразмер. При этом мы ожидаем неплохую НнО.

И, наконец, из широко применяемых в отрасли направлений мы также проводим ОПИ интеллектуальныхСУ. В частности, испытывали два комплекта «Триол АК06-400-28АФИ» и один комплект «СУ ЧР ИНТ Эталон».

ОПИ станции «Триол» к настоящему моменту завершены. Доказано повышение ресурса УЭЦН, уход от аварий и сокращение потребления электроэнергии. При этом нужно четко представлять, что именно мы хотим получить от скважины — экономию электроэнергии или высокий уровень добычи. При одном и том же коэффициенте продуктивности совместить эти задачи не удается.

В число других мероприятий, которые также внесли лепту в повышение наших показателей, вошли следующие:

  • переход на СУ нового поколения и СУ с ЧПС;
  • 100%-ное использование термостойких удлинителей;
  • использование обратных клапанов со шламоуловителями;
  • обработки скважин ингибитором солеотложения;
  • использование рабочих органов с антиадгезионным покрытием;
  • вывод БПО ЭПУ на сервис, строительство нового солерастворного узла;
  • использование линейки УЭЦН Centrilift Centurion;
  • приобретение УЭЦН REDA D460, DN 5800, использование линейки EZLine;
  • испытание насосов из «нержавейки», применение насосов 5А-25, 5А-35;
  • испытание насосов ЦВН 10/80-2300 «Орион»;
  • испытание винтовых насосов 20-2400 с вентильным приводом;
  • применение ПЭД с монельным покрытием, испытание УЭЦН 3-го габарита.

Все это позволило нам существенно увеличить СНО УЭЦН и снизить количество бригад ПРС (рис. 11).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Виктор Евгеньевич, когда вы проводите ОПИ новых видов технологий и оборудования, какой основной критерий успешности вы закладываете?
Виктор Мельниченко: Наработка на отказ. Сейчас еще испытывается оборудование на энергоэффективность, там конечно, будет показатель по энергоэффективности.
Вопрос: А учет совокупных затрат жизненного цикла, или суммарных затрат не проводите?
В.М.: Есть расчеты, которые четко показывают, что стоимость самого насоса — 10% затрат, если считать на три года. Далее основные затраты связаны с надежностью и потреблением электроэнергии. Во многом это вопрос возможности закупки более дорогого оборудования.
Вопрос: Вы не пробовали вместо фильтров ЖНШ, применять проппант RCP или технологии крепления ПЗП.
В.М.: В основном у нас проводятся повторные ГРП или даже по третьему разу, поэтому вынос проппан, а фактически неизбежен в любом случае. А с фильтрами проппанта ЖНШ у нас наработка сразу заметно выросла.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Совершенствование эксплуатации механизированного фонда скважин ОАО «Варьеганнефтегаз»
Опыт работы с осложненным фондом скважин на месторождениях ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
Свежий выпуск
Инженерная практика №11-12/2023

Инженерная практика

Выпуск №11-12/2023

Повышение эффективности мехфонда. Работа с осложненным фондом скважин. Методы борьбы с коррозией
Методы интенсификации добычи ВВН и СВН Автоматизация мониторинга ОФОборудование для эксплуатации БС и СМД Комплексный подход к защите ВСО от коррозииИмпортозамещение в сфере ЛКМ
Ближайшее совещание
ТРУБОПРОВОДЫ ‘2024
Производсвенно - техническое отраслевое совещание

ТРУБОПРОВОДЫ ‘2024. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта. Лучшие практики и альтернативные решения

с 18 по 20 июня 2024 года, г. Пермь (ВАЖНО!!! место проведения - Отель "Урал")
ООО «Инженерная практика» приглашает Вас и Ваших коллег принять участие в Производственно - техническом Совещании «ТРУБОПРОВОДЫ ‘2024. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта. Лучшие практики и альтернативные решения». Мероприятие будет проходить в очном формате в зале Digital Hall города Перми в период с 18 по 20 июня 2024 года.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).