Пономарев Андрей Сергеевич Координатор проектов департамента механизированной добычи Baker Hughes

Лавриненко Андрей Начальник технического отдела Департамента механизированной добычи Baker Hughes

Реализация стратегии интеллектуального месторождения играет ключевую роль в вопросах снижения операционных и капитальных затрат компаний на добычу нефти. Сегодня она включает в себя несколько основных составляющих, в том числе разработку технологий «цифрового» месторождения и комплексных решений для эксплуатации скважин, внедрение технологий интеллектуальной диагностики производственных процессов, а также реализацию концепции «умной скважины».

ТЕХНОЛОГИИ В ОБЛАСТИ ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ

Во всем мире добычу нефти и газа уже невозможно представить без использования различных технологий и систем автоматизации, позволяющих осуществлять постоянный контроль производственных процессов. Применение этих технологий охватывает все стадии добычи и переработки нефти, но особенно активно данные решения в последние годы внедряются в сегменте строительства и эксплуатации скважин.

Для эффективного управления процессом строительства скважин сегодня используются системы удаленного мониторинга технологических операций, оборудование для сбора, обработки и интерпретации геофизических данных в режиме реального времени, технологии удаленного управления процессом бурения.

Системы мониторинга технологических операций позволяют собирать и обрабатывать данные и оперативно реагировать на выявляемые нарушения. Также есть возможность хранения собранной информации с целью дальнейшего использования (например, для повышения безопасности на объекте или разрешения спорных вопросов). Полученные данные выводятся на пульт диспетчера, а также на мобильные устройства ответственных специалистов. Визуализация данных в режиме реального времени также позволяет оперативно выявлять отклонения от заданных норм и вносить необходимые изменения в процесс строительства скважин (рис. 1).

В сегменте управления процессом добычи и транспортировки углеводородов комплекс применяемых технологических решений, как правило, включает системы интеллектуального заканчивания скважин, интеллектуальные станции управления, системы удаленного мониторинга и управления скважинами, системы интеллектуальной диагностики процессов добычи, ППД, транспортировки нефти.

К примеру, интеллектуальная СЧП Advantage c блоком системы удаленного мониторинга AMBIT™ позволяет поддерживать заданные режимы работы скважины («адаптивный», «энергоэффективный» режимы и и т.п.) и обеспечивает максимальный отбор жидкости при достижении высоких показателей энергоэффективности работы оборудования (рис. 2).

Дополнительно система удаленного мониторинга и управления позволяет минимизировать простои скважин и сократить количество выездов персонала на кустовые площадки. Система выполняет онлайн-анализ данных о параметрах работы УЭЦН, выводит оповещения о возникших проблемах при эксплуатации погружного оборудования и устанавливает приоритетность скважин, требующих особого внимания (рис. 3). Также с ее помощью можно фиксировать отклонения от нормальной работы внутрискважинного оборудования и определять необходимость проведения планово-предупредительных работ (ППР). К другим функциям относятся возможность удаленного доступа и изменения уставок, автоматический останов/запуск в экстренных случаях или при проблемах с энергоснабжением.

Еще одним быстро развивающимся направлением в области интеллектуализации месторождений стало создание систем интеллектуальной диагностики и оптимизации работы оборудования. Новейшие разработки в данном сегменте — это модуль ESP Expert™, предназначенный для интеллектуальной диагностики и оптимизации работы погружного оборудования. Принцип его действия заключается в следующем: информация, полученная от систем мониторинга, передается в модуль диагностики для сравнения с заложенными моделями. Затем результаты диагностики передаются обратно в систему удаленного мониторинга и контроля для формирования отчетности и информирования о возможных проблемах, возникших при эксплуатации скважин. Модуль интеллектуальной диагностики использует алгоритмы «нечеткой логики» для прогнозирования различных видов неисправностей, таких как негерметичность НКТ, солеотложение, образование газовых пробок, слом вала или износ насоса, неисправность клапана и др. (рис. 4).

Система удаленного мониторинга и управления AMBIT™ с модулем интеллектуальной диагностики ESP Expert™ может применяться в том числе на объектах системы ППД: водозаборных и нагнетательных скважинах, трубопроводах и комплексах по подготовке и закачке воды для анализа их работы и информирования инженера-технолога о возможных проблемах и рисках выхода оборудования из строя.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

Технологические решения Baker Hughes для удаленного мониторинга и интеллектуализации производственных процессов используются при реализации проектов по всему миру, позволяя эффективно решать производственные проблемы различной сложности. Так, на одном из месторождений в штате Техас (США) внедрение системы мониторинга и интеллектуальной диагностики позволило исключить просадки напряжения, сократить простои скважин с 42 до 14%, увеличить добычу на 27% и сократить операционные затраты примерно на $45 тыс. в день.

В Северной Дакоте применение интеллектуальных технологий позволило решить проблему повышенного газосодержания. После обработки и анализа данных с помощью системы AMBIT™ и модуля ESP Expert™ были проведены превентивные мероприятия по предотвращению остановок по срыву подачи и перегреву ПЭД. Итоговым результатом стало увеличение добычи на 61%.

Также была внедрена система удаленного мониторинга и управления в комплексе с блоком интеллектуальной диагностики режимов работы УЭЦН на нескольких месторождениях на юге штата Техас. В первом случае удалось решить проблему образования АСПО и экстремального газосодержания. Проведение мероприятий по предотвращению остановок и отказов в режиме реального времени позволило увеличить НнО УЭЦН на 224%.

Во втором случае проблема заключалась в сложности эксплуатации большого количества (150) скважин с УЭЦН, расположенных на значительном расстоянии друг от друга. Внедрение системы в области интеллектуализации производственных процессов позволило сократить операционные затраты нефтедобывающей компании примерно на $4 млн в год.

В связи с тем, что технологии удаленного мониторинга и интеллектуальной диагностики производственных процессов требуют адаптации к специфике различных регионов и проектов, Baker Hughes постоянно расширяет сеть технических центров поддержки проектов в различных регионах мира. На территории России функционируют уже два таких центра: в Ноябрьске и Тюмени.

УЭЦН СЕРИИ FLEX™

Как отмечалось выше, реализация концепции интеллектуального месторождения предполагает не только внедрение систем автоматизации и комплексной диагностики технологических процессов. Данная концепция включает в себя разработку оптимальных решений для каждой скважины с целью повышения уровня добычи углеводородов и оптимизации капитальных и операционнных затрат компаний-операторов.

Реализация проекта по разработке комплексного технического решения для эффективного управления скважиной включает следующие этапы: проведение технического анализа фонда скважин и аудита производственных процессов; выбор наиболее эффективных комплексных технических решений в области систем заканчивания скважин, механизированной добычи, химических решений; супервайзинг выполнения работ и контроль эксплуатации оборудования; выбор оптимальной коммерческой модели проекта.

Подбор оптимального технического решения в области механизированной добычи должен обеспечить достижение максимального уровня добычи нефти и безаварийную эксплуатацию скважины в течение длительного периода времени. Одна из последних разработокв этом направлении — это энергоэффективные УЭЦН серии Flex с расширенным рабочим диапазоном. УЭЦН данного типа успешно применяются при реализации нескольких проектов в России. На данный момент разработана ступень следующего поколения — FLEXer™ — с еще большим рабочим диапазоном (рис. 5).

СИСТЕМА FLEXLIFT™

Для увеличения отбора жидкости из скважины УЭЦН, как известно, должна быть установлена максимально близко к интервалу перфорации, а в идеале ее внедряют в горизонтальный участок скважины. Однако в большинстве случаев фактический профиль скважины не позволяет это сделать ввиду наличия ограничений по максимально допустимому изгибу системы стандартных УЭЦН. Данную проблему можно решить путем применения «гибкой» системы УЭЦН FLEXlift, конструктивные особенности которой позволяют проходить через участки скважины с высокой искривленностью, тем самым, эксплуатировать УЭЦН в горизонтальных участках ствола скважины, а также максимально близко к интервалу перфорации для увеличения депрессии на пласт и повышения дебита скважины (рис. 6). При использовании FLEXlift™ сокращается время на спуск оборудования в скважину, увеличивается надежность системы УЭЦН при эксплуатации в скважинах со сложным профилем.

РЕШЕНИЯ В ОБЛАСТИ ХИМИЗАЦИИ

Комплексные решения в области нефтепромысловой химии также позволяют определять и эффективно управлять рисками, связанными с эксплуатацией внутрискважинного оборудования. Процесс разработки комплексного решения в области химизации производственных процессов состоит из несколько стадий, первая из которых — это моделирование процесса добычи нефти и газа, включающее определение рисков отложений при различных режимах эксплуатации скважины и комплекса поверхностного оборудования, детальное изучение особенностей комплекса оборудования для формирования рекомендаций и стратегии применения химических реагентов.

Второй этап — это подбор реагентов для деэмульгирования флюида, предотвращения образования гидратов, АСПО, солеотложений, а также коррозии оборудования, удаления сероводорода и т.д.

И третий этап — это автоматизация процесса химизации, позволяющая оптимизировать расход реагентов и выполнять удаленный контроль и управление оборудованием.

ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ КОМПЛЕКСНОГО ПРОЕКТА В РОССИИ

Реализацию проекта с использованием комплекса рассматриваемых технологий можно рассмотреть на примере одного из месторождений Западной Сибири (ХМАО). Разрабатываемые объекты характеризуются высокой неоднородностью и различной проницаемостью продуктивных пластов. Ввиду неточности геологических моделей фактическая производительность скважин сильно отличается от проектных показателей. Пластовое давление достигает 250 атм, плотность раствора глушения — 1300-1400 кг/м³.

Помимо этого, эксплуатация внутрискважинного оборудования осложнена наличием отложений парафина и солей в скважине, засорением рабочих органов УЭЦН мехпримесями, частыми перегревами оборудования и трудностями, связанными с запуском насоса после проведения ПРС. Все эти факторы представляют собой угрозу продолжительной безремонтной эксплуатации УЭЦН и увеличивают риск отказов оборудования.

По результатам анализа условий эксплуатации было принято решение о внедрении на нескольких скважинах месторождения системы удаленного мониторинга, а также комплексных химических решений в рамках проекта по прокату УЭЦН. Впоследствии данное решение было тиражировано более чем на 130 скважин действующего фонда. Основными итогами внедрений новых технологий стали: отсутствие отказов по причине солеотложений, рост НнО до 200% и более, вывод скважин из ЧРФ, сокращение простоев и повышение продуктивности скважин (рис. 7).