Опыт пилотного внедрения системы ОРЭ с двумя УЭЦН и раздельным лифтом. Орэ это нефть


Опыт применения технологии ОРЭ и ОРЗ на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз»

На месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» внедрены схемы ОРЭ ЭЦН+ШГН и одновременной добычи и закачки воды, в том числе с использованием межколонного пространства. Внедренная компоновка для ОРЭ позволяет контролируемо добывать продукцию нескольких разных объектов, но для повышения эффективности ее функционирования предстоит доработать узел отбора жидкости УШГН из затрубного пространства и газовый клапан ГКП для удаления газа из подпакерного пространства. Схема одновременной добычи и закачки воды в одной скважине также показала свою работоспособность, но при этом требует ежедневного контроля параметров закачиваемой жидкости.

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016 Зайцев Иван Андреевич Заместитель начальника производственно-технического отдела ОАО «Саратовнефтегаз»

Внедрением технологии ОРЭ на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» планировалось решить следующие стандартные задачи:

  • получение дополнительной добычи нефти;
  • оптимальное использование ЭК, отработка запасов обоих горизонтов без бурения скважин-дублеров;
  • осуществление раздельного замера продукции;
  • регулирование отбора без подъема оборудования;
  • создание оптимальной депрессии на каждый эксплуатационный объект.

Задачи внедрения технологии ОРЗ были, напротив, отчасти не вполне стандартными. Во-первых, предполагалась отработка методов раннего сброса и утилизации пластовой воды без использования насосного парка. Во-вторых, предполагалось получить дополнительную добычу нефти за счет оптимизации заводнения. И, наконец, третья задача заключалась в сокращении затрат на использование и реконструкцию насосного парка системы ППД.

Необходимость решения перечисленных задач посредством ОРЗ объясняется особенностями месторождений ОАО «Саратовнефтегаз»: Компания разрабатывает порядка 50 месторождений, которые разбросаны па территории трех областей на расстоянии порядка 200 км. Кустовое бурение не применяется, в связи с чем эксплуатируются в основном одиночные скважины.

ВНЕДРЕНИЕ УСТАНОВКИ ОРЭ УЭЦН+УШГН

В 2011 году установка ОРЭ была внедрена в одной из скважин Куликовского месторождения (рис. 1). Скважина эксплуатировала тимано-пашийский горизонт с помощью ЭЦН. Добыча жидкости из тимано-пашийского горизонта производится с помощью ЭЦН, а кизеловско-черепецкого – ШГН. Между насосными установками для разделения эксплуатируемых горизонтов монтируется пакер с кабельным вводом производства ООО «НКМЗ-Групп».

Рис. 1. Схема ОРЭ на скважине Куликовского м/р

При запуске скважины сначала в работу вводился ЭЦН, затем ШГН. Для определения параметров работы каждого из пластов насосные установки поочередно останавливаются.

Использование этой технологии ОРЭ дает возможность раздельного замера дебита по пластам, обводненности их продукции, давления на приеме насосов, температуры жидкости нижнего пласта.

До внедрения технологии ОРЭ данная скважина эксплуатировались с помощью ЭЦН-79-1737, дебит составлял 9,7 т/сут (табл. 1). В результате приобщения дополнительного пласта и проведения ограниченной оптимизации. В результате приобщения дополнительного пласта и проведения ограниченной оптимизации удалось увеличить дебит на 5,5 т/сут (табл. 2).

Таблица 1. Режим работы скважины Куликовского м/р до внедрения технологии ОРЭТаблица 2. Режим работы скважины Куликовского м/р после внедрения технологии ОРЭ

Общая наработка оборудования ОРЭ составила 179 суток. После 124 сут произошло снижение подачи из-за негерметичности НКТ, еще через 55 сут было зафиксировано отсутствие подачи из-за негерметичности кожуха НВ. Восстановить кожух в условиях ремонтной базы предприятия, к сожалению, не удалось.

К основным недостаткам данной схемы ОРЭ можно отнести необходимость остановки одной из насосных установок для осуществления раздельных замеров, а также меньшую наработку по сравнению со стандартным оборудованием.

ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОРДИЗ

Компоновка для одновременной добычи и закачки воды (ОРДиЗ) применена на двух скважинах Урицкого и Гусельского месторождений (рис. 2).

Рис. 2. Скважинная компоновка для одновременной добычи и закачки жидкости

В скважину был спущен насос типа ВНН-5А-2401875 и пакер с кабельным вводом. Установленный пакер служит разделяющим элементом между продуктивным горизонтом и ранее перфорированным поглощающим горизонтом. Добыча жидкости из продуктивного пласта ведется с помощью ЭЦН, усановленного в подпакерном пространстве. Жидкость подается по НКТ, после чего через верхний сливной клапан, установленный на глубине 203 м, поступает в затрубное надпакерное пространство, в котором происходит гравитационное разделение фаз воданефть.

Обводненная нефть поступает через затрубное пространство на устье скважины, а чистая водная часть нагнетается в поглощающий горизонт под давлением, которое контролируется штуцерными узлами, установленными на устье скважины. Из-за высокого давления в затрубном пространстве на кабельный ввод устанавливается усилительный элемент. После запуска в эксплуатацию скважина выводится на режим без сбивки сливного клапана. Это делается для определения производительности установки. Далее происходит сбивка сливного клапана, после чего посредством штуцирования подбираются параметры работы скважины.

Количество сбрасываемой в пласт жидкости определяется при помощи глубинного расходомера, по разнице замеров над и под сливным клапаном.

Качество закачиваемой воды определяется методом отбора пробы через спущенную в зону закачки воды в пласт капиллярную трубку.

ОРДИЗ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕЖКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА

В процессе применения ОРДиЗ мы столкнулись со сложностью контроля закачки воды в пласт, в связи с чем решили немного изменить конструкцию компоновки и, в частности, дополнительно задействовать ЭК, в которой цемент не доходил 100 м до устья скважины, и межколонное пространство для добычи.

Схема работает следующим образом. Пластовая жидкость с помощью ЭЦН подается на устье скважины, после чего закачивается обратно в затрубное пространство. Из затрубного пространства часть газоводонефтяной смеси через щелевые отверстия проникает в межколонное пространства, по которому возвращается на устье скважины и уходит на замер в АГЗУ.

Рис. 3. Компоновка для ОРДиЗ с использованием межколонного пространства

В свою очередь, отделенная под воздействия температуры и гравитации вода поступает в сбросовый пласт. При этом давление контролируется дискретным регулируемым штуцером (ШДР), а пробы собираются с помощью спущенной в скважину капиллярной трубки (рис. 3).

Таким образом, схема обеспечивает возможность контроля объема закачки прямыми замерами на устье скважины.

Объем проходящей по НКТ жидкости и подача насоса замеряются с помощью установки АСМА, а итоговый дебит скважины (по межколонному пространству) замеряется АГЗУ:

Технология одновременной добычи и сброса воды в скважине с использованием межколонного пространства внедрена и работает в трех скважинах (табл. 3, 4). В скважине Урицкого месторождения наработка установки составила 261 сут, отказ произошел из-за отсутствия подачи. Наработка установки в скважине Соколовогорского месторождения – 165 сут с той же причиной отказа. И, наконец, скважина Гуселского месторождения была остановлена через 281 сут по причине проведения планового ГТМ. Порядка 70-80 м3/сут воды из 100 м3/сут поступало в сбросовый пласт, остальное – в замерное устройство. Мы провели небольшую оптимизацию путем увеличения напора и сброса части жидкости в пласт. Для контроля жидкости, поступающей в пласт, мы отбирали пробы через капиллярную трубку, спущенную непосредственно в сбросовый горизонт.

В качестве недостатков технологии можно назвать необходимость ежедневного регулирования режима сброса и добычи; большой разброс результатов анализа проб на обводненность, отбираемых по капиллярной трубке; а также риск сброса нефтепродуктов в сбросовый горизонт.

Таблица 3. Режим работы скважин до внедрения компоновки ОРДиЗ с использованием межколонного пространства

 

Таблица 4. Режим работы скважин с компоновками ОРДиЗ с использованием межколонного пространства

glavteh.ru

Компоновки ОРЭ с постоянным мониторингом

Предлагаемые нашей компанией компоновки для ОРЭ и ОРЗ представляют собой совместную разработку ООО «НПФ «Пакер» (г. Октябрьский), ООО «ИРЗ ТЭК» (г. Ижевск), ООО «НПТ АлойлСервис» (г. Альметьевск). Оборудование было разработано в соответствии с техническим заданием нескольких нефтяных компаний, включая ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и СП «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

Основная задача, поставленная перед командой инженеров, заключалась в создании надежной компоновки для ОРЭ нескольких (двух-трех) пластов, состоящей из сменного, серийно выпускаемого внутрискважинного оборудования. Кроме этого, в новой технологии предстояло реализовать возможность индивидуального замера основных геолого-технических параметров каждого объекта разработки в режиме онлайн вне зависимости от конструкции скважины. Еще одно важное требование заключалось в возможности проведения «реанимационных работ» с ГНО по стандартной схеме, то есть без применения специнструмента и спецтехники.

18.05.2016 Инженерная практика №05/2016 Шамилов Фаат Тахирович Руководитель службы разработки и внедрения скважинных технологий ООО «НПФ «Пакер»

Реализация поставленных нефтяными компаниями задач по созданию оптимальной компоновки для ОРЭ началась с разработки пакера ПРО-ЯТ-О, способного выдерживать разнонаправленные перепады давления. Следом был разработан универсальный разъединитель колонны (РКУ), позволяющий обеспечить подвижный герметичный ход (рис. 1). Пакер и РКУ стали составными элементами компоновки, которую планировалось предложить заказчику. В частности, мы рассматривали несколько вариантов комплектации, включая схемы ЭЦН-ШГН, ЭЦН с гидроклапаном и ЭЦН с расходомерами.

Рис. 1. История развития компоновок ОРД ООО «НПФ «Пакер»Рис. 2. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-1

Ни одна из этих схем, как известно, не лишена недостатков. В числе основных из них высокая металлоемкость, сложность монтажа и обслуживания, отсутствие возможности раздельного замера геолого-технических параметров, потеря нефти при выполнении замеров. Все это затрудняет применение серийного оборудования при комплектации данных компоновок.

В связи с этим мы остановились на варианте компоновки, работающей по принципу «разобщение пластов – управление параметрами – выполнение замеров», получившей название 1ПРОК-ОРЭ-1 (рис. 2). При ее использовании разобщение осуществляется при помощи пакера, доставляемого на технологических НКТ. Далее в скважину спускается глубинно-насосное оборудование (стандартная УЭЦН, специальный блок ТМС и электроклапан). После этого компоновка состыковывается с пакером по РКУ и осуществляется запуск УЭЦН.

При открытом электроклапане жидкость из нижнего пласта поступает на прием УЭЦН через клапан, а из верхнего пласта по затрубному пространству – сразу на прием УЭЦН.

При закрытии электроклапана отсекается приток из нижнего пласта, и на приеме УЭЦН в автоматическом режиме создается давление, аналогичное тому, что было при открытом электроклапане. Регистрация КВД и замер пластового давления нижнего пласта осуществляются при помощи датчика давления, расположенного под клапаном. Забойное давление верхнего пласта замеряется по датчику давления, установленному в блоке ТМС. Значения расхода и обводненности нижнего пласта определяются в режиме реального времени (рис. 3).

Рис. 3. Фактические параметры работы компоновки 1ПРОК-ОРЭ-1

КОМПОНОВКИ ДЛЯ ОРЗ

Следующая технология, над которой мы работаем в настоящее время – это оборудование для одновременно-раздельной закачки (рис. 4). В частности, сегодня мы предлагаем заказчикам использовать двухтрубные компоновки (система «труба в трубе»). Принцип работы заключается в следующем: в нижний пласт вода поступает по внутреннему лифту, а в верхний – по кольцевому пространству между двумя лифтами.

Данная конструкция применяется достаточно давно и доказала свою надежность и эффективность. Установки данного типа широко  применяются при эксплуатации скважин малодебитного фонда в таких компаниях, как ПАО «Татнефть», ПАО АНК «Башнефть» и др. Среди недостатков следует указать повышенную металлоемкость и быстрый износ внутреннего лифта НКТ.

Рис. 4. История развития компоновок ОРЗ ООО «НПФ «Пакер»

Также в последние годы распространение получили однолифтовые компоновки с мандрельными системами, основной недостаток которых заключается в необходимости использования спецтехники для замены штуцеров в мандрелях. Для решения проблемы мы заменили мандрели устройствами распределения закачки, чтобы можно было осуществлять смену штуцеров при помощи стандартной геофизической техники. Однако несмотря на это, для выполнения замеров объема подаваемой жидкости и давления закачки все равно приходилось использовать спецтехнику.

Тогда было принято решение разработать компоновку с возможностью выполнения замеров основных параметров в режиме онлайн. С этой целью новая компоновка (2ПРОК-ОРЗТ-2) была оснащена расходомером, датчиками давления и температуры. Конструкционная особенность расходомера заключается в отсутствии вращающихся частей, а межремонтный период работы устройства составляет четыре года.

На рис. 5 приведены параметры, получаемые в режиме онлайн от интерфейсного блока 2ПРОКОРЗТ-2: давление в момент запуска, изменение температуры, объем закачки в нижний пласт и др.

Рис. 5. Параметры работы компоновки 2ПРОК-ОРЗТ-2, отслеживаемые в режиме онлайн

ВЫВОДЫ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОПИ

Компоновки для ОРД и ОРЗ успешно прошли испытания на промыслах российских нефтяных компаний. По их результатам можно сделать следующие выводы: применение технологии ОРД и ОРЗ с системой управления в режиме онлайн позволяет обеспечить более точное соблюдение режимов и достижение проектных показателей. При этом в случае компоновок ОРД все промысловые работы (исследования, ОПЗ, реанимация) могут выполняться по привычной схеме, то есть с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.

Другие статьи с тегами: Одновременно-раздельная эксплуатация, Постоянный мониторинг

glavteh.ru

Обзор существующих схем и способов реализации ОРЭ — МегаЛекции

 

 

ОРЭ пластов через одну скважину – это комплекс технических и технологических мероприятий, позволяющих воздействовать через одну скважину на каждый разделяемый пласт многопластового нефтяного месторождения с целью обеспечения его выработки в оптимальном режиме.

Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера добываемой продукции каждого пласта на обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа.

Одновременно-раздельная эксплуатация получила широкое применение на данный момент в России и в мире. В связи с этим существует множество компоновок для ОРД и ОРЗ, а также сочетание в одной скважине ОРД и ОРЗ. Из всего разнообразия будем рассматривать компоновки, широко применяемые на месторождениях России и изобретенные в последнее время. Рассматривать компоновки с одновременно раздельным заводнением пластов и комбинированные компоновки не будем, так как на месторождении отсутствуют нагнетательные скважины и не планируется осуществление закачки.

Все существующие на сегодняшний день системы ОРЭ можно условно разделить на два типа: однолифтовые и двухлифтовые установки. Наибольшее распространение и разнообразие исполнений имеют двухлифтовые установки.

Среди множества предлагаемых решений одновременно-раздельной эксплуатации скважин можно выделить решения следующих Российских разработчиков: ОАО «ЛифтОйл», ОАО «Новомет-Пермь», институт «ТатНИПИнефть», «УфаНИПИнефть», Французы и Американцы.

 

Рисунок 2 – Схема систем ОРЭ

 

В техническом плане сложно реализована технология ОРЭ с использованием однолифтовой схемы скважинной добычи нефти. Труд­ность способа заключается в ограниченности методов раздельного учета скважинной жидкости по каждому эксплуатируемому горизонту и под­разумевает использование специального оборудования для осуществления данных мероприятий или периодическую остановку оборудования одного из эксплуатируемых объектов разработки для замера дебита продукции пласта.

Кроме того, при использовании данной схемы эксплуатации суще­ствуют и другие трудности, связанные с установкой или извлечением обо­рудования при ремонтных работах, прихватами пакеров, трудностями при промывках для удаления механических осадков и солей, исследованием каждого пласта, сложностью с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низким коэффициентом эксплуатации сква­жин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации. Все это привело к тому, что несмотря на большое число разработанных кон­струкций на практике они не нашли широкого применения. Установки однолифтовые разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн.

Компоновка ШГН+ШГН

Однолифтовым вариантом ОРЭ, используемым на промыслых Башкирии и Татарстана, является установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов УОРЭ-146 (168)[1].

Установка, в которой объекты разобщены пакером 13, а штанговый насос 2 снабжен дополнительным боковым всасывающим клапаном 11, работает следующим образом: В случае, когда забойное давление по оптимальным параметрам у верхнего объекта больше, чем у нижнего, продукция из объекта с меньшим забойным давлением поступает в цилиндр насоса 2 через основной всасывающий клапан 10, а из верхнего объекта – через дополнительный 11.

Местом расположения дополнительного бокового всасывающего клапана 11 выбирается точка, делящая цилиндр насоса 2 по длине пропорционально дебитам объектов.

 

Рисунок 3 - Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов с помощью ШГН.

1- НКТ; 2-цилиндр верхнего насоса; 3- плунжер верхнего пласта; 4-всасывающий клапан ; 5 – полость для флюида верхнего пласта; 6 - плунжер верхнего насоса 7- всасывающий клапан ; 8 - коллона штанг ; 9 – внутреннее пространство штанг; 10- всасывающий клапан ; 11- боковой всасывающий клапан; 12- хвостовик; 13- пакер; 14- эксплуатационная коллона; 15- нижний объект; 16- верхний объект; 17- плунже нижнего отдела; 18- полость полость для нижнего пласта.

 

Дебиты пластов измеряют по динамограмме или по КВУ при кратковременной остановка, обводнённость определяется переналадкой насоса, а забойное давление - по динамограмме или спуск прибора после остановки.

К преимуществам данной установки можно отнести:

1. простоту строения

2. возможность использования насоса любого диаметра

3. возможность регулирования соотношения дебитов пластов

4. возможность установки глубинного расходомера.

Главным недостатком способа является невозможность гибко регулировать добычу по пластам . Для изменения дебита требуется остановка скважины, извлечение компоновки, замена клапанов или компонентов, спуск колонны и запуск скважины. Также необходима остановка скважины для определения параметров работы.

Компоновка (ШГН+ЭЦН)

Модификацией предыдущей установки является компоновка для ОРЭ с электропогружным насосом, внедрялась и апробировалась на месторождениях республик Татарстан и Удмуртия.[5]

Работа компоновки (ШГН+ЭЦН) основана на раздельном подъеме нефти из нижнего пласта центробежным насосом, а из верхнего пласта – штанговым насосом.

Погружной электроцентробежный насос заключается в кожух, переходящий ниже в насосно-компрессорные трубы (НКТ). Последние проходят через пакер, разъединяющий пласты, и служат каналом для поступления продукции нижнего пласта на прием УЭЦН. Добыча продукции верхнего пласта производится штанговым насосом, спущенным на полой колонне штанг в колонну НКТ. Разработанная технология ОРЭ имеет сложную конструкцию из-за необходимости герметизации УЭЦН в кожухе с проходящим через него кабелем.

При случае, если смешивание продукции нежелательно существует вариант с полыми НКТ. В этом случае продукция из нижнего пласта поднимаемая ЭЦН идет по НКТ, а из верхнего пласта продукция поднимается по межтрубному пространству с помощью ШГН.

а б

Рисунок 4 – а) компоновка для ОРЭ с электропогружным насосом;

б) компоновка для ОРЭ с электропогружным насосом с полыми штангами.

1-электродвигатель; 2- Гидрозащита; 3- герметичный вход; 4- трехжильный кабель ;5- ПЭД ; 6- Кожух ; 7- хвостовик; 8- пакер; 9- верхний пласт; 10- нижний пласт; 11- всасывающий клапан; 12- внешний цилиндр ; 13 – НКТ ; 14 – внутренний цилиндр ; 15- канал для движения флюида из верхнего пласта ; 16 - затрубное пространство; 17 – колонна штанг; 18 – полость в колонне штанг; 19- эксплуатационная колонна.

 

Продукция нижнего пласта 10 (рисунок 1) поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 и через входной модуль 2 на прием электропогружного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 10 и канал 12 в полость лифтовых труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на прием штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну лифтовых труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17.

В случае если смешение продукции пластов недопустимо, насос 14 спускают с полыми штангами 17, имеющими канал 18, по которому поднимается продукция верхнего пласта 9 (рисунок 1) отдельно от продукции нижнего пласта 10, поднимающейся к поверхности по кольцевому пространству между наружной поверхностью штанг 17 и стенками лифтовых труб 13. При остановках электропогружного насоса 1, например, для проведения исследований клапан 10 предотвращает переток продукции верхнего пласта 9, перекачиваемой штанговым насосом 14 в нижний 10.

Параметры работы пластов определяются легко. Забойное давление определяется датчиками ТМС, устанавливаемыми на электродвигателе у нижнего пласта, у верхнего пласта — обычным эхолотом. Дебиты и обводненность определяются остановкой одного из насосов. При этом мы получаем продукцию второго насоса и определяем параметры соответствующего пласта. Далее по разнице показаний можно определить параметры второго пласта или остановить для этого второй насос.

Преимуществ данной установки намного больше, чем у компоновки (ШГН+ШГН). К ним относятся

1. Изолированная эксплуатация двух объектов разработки.

2. Контроль всех требуемых при эксплуатации объекта параметров.

3. При отказе насоса ШГН возможна его замена без подъема.

4. ЭЦН. При отказе ЭЦН ремонт проводится без подъема пакера.

Недостатки:

1. Повышенный риск отказа компоновки из-за ненадежности отдельных узлов.

2. Исключение сепарации свободного газа на приеме центробежного насоса. Весь объем выделившегося из нефти газа, попадая в каналы рабочих колес первых ступеней, снижает напор или полностью срывает подачу насоса.

3. Невозможность промывки и подачи реагента на приемнижнего насоса ЭЦН.

4. Данная компоновка ОРЭ имеет ограничения по эксплуатационной колонне.

5. Конструктивно сложная компоновка.

6. Большая металлоемкость.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Внедрение системы ОРЭ с двумя УЭЦН, Y-tool

Среди большого многообразия существующих на рынке систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) с применением УЭЦН наибольшее распространение в мировой практике получили компоновки с двойной концентрической колонной НКТ и размещением нижнего ЭЦН в герметичном кожухе. Данные системы обеспечивают полное разделение продукции без смешения вплоть до устья скважины, при этом относительно просты в монтаже и эксплуатации и обладают высоким уровнем надежности.

В данной статье описан положительный опыт внедрения подобной схемы на пилотной скважине Южно-Хыльчуюсского месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ» в ходе работ по оптимизации добычи за счет приобщения не вовлеченного ранее в разработку нижнего продуктивного горизонта.

20.05.2016 Инженерная практика №05/2016 Ренев Дмитрий Юрьевич Менеджер Управления обеспечения добычи нефти и производства сервисных работ ПАО «ЛУКОЙЛ» Эрдман Андрей Владимирович Руководитель отдела продаж службы механизированной добычи Schlumberger Фастовец Андрей Викторович Руководитель инженерной службы механизированной добычи Schlumberger

Для внедрения системы ОРЭ с двойной концентрической колонной НКТ и размещением нижнего ЭЦН в герметичном кожухе была выбрана скважина Южно-Хыльчуюсского месторождения, обсаженная ЭК с внешним диаметром 245 мм. Изначально с ее помощью эксплуатировался верхний горизонт Р1a+s (см. таблицу). Данный пласт характеризуется высокой степенью выработки и, как следствие, обводненностью более 80% при высоком дебите скважины – до 1250 м3/сут.

Таблица 1. Основные сведения о скважине и объектах

Приобщаемый нижний горизонт C2 в эксплуатацию ранее вовлечен не был. Таким образом, несмотря на кратно меньшую толщину и продуктивность нижнего пропластка, ожидаемый общий прирост нефти составлял 50-100 м3/сут при практически нулевой обводненности продукции. Существенным осложняющим фактором при подборе оборудования для длительной эксплуатации стало одновременное наличие значительного количества углекислого газа и сероводорода в продукции обоих интервалов, что создавало коррозионно-агрессивную среду и приводило к отказам ранее спущенного насосного оборудования.

С учетом особенностей конструкции скважины и характеристик пластовых жидкостей были сформулированы основные технические требования к инженерному решению для системы ОРЭ, в том числе надежное разобщение интервалов с перепадом давления до 15 МПа в обоих направлениях; раздельный учет добываемой продукции для каждого объекта; возможность раздельного регулирования отборов и проведения ГДИ; обеспечение безопасного разъединения элементов компоновки при прихвате; коррозионная стойкость всех элементов оборудования; возможность работы нижней УЭЦН при большом содержании свободного газа; а также наработка на отказ не менее двух лет.

Рис. 1. Распределение числа смонтированныхсистем заканчивания Schlumberger с двумя ЭЦНразличных видов

МИРОВОЙ ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ КОМПОНОВОК С ДВУМЯ УЭЦН

Среди поставщиков импортного оборудования, подразделение механизированной добычи компании Schlumberger обладает наиболее богатым опытом внедрения систем с двумя УЭЦН (рис. 1). При этом по области применения все системы можно условно разделить на два класса, первый из которых – это системы с резервными УЭЦН повышенной надежности. В данных компоновках в работе всегда находится один из насосов (основной), тогда как второй (резервный) насос включается только после выхода из строя основного насоса. Резервные системы получили широкое распространение в высокопроизводительных шельфовых скважинах как с надводным, так и с подводным заканчиванием в силу исключительно высокой стоимости проведения подземного ремонта таких скважин для смены отказавшей УЭЦН и больших потерь добычи в период ожидания незапланированного ремонта. Две наиболее часто применяемых на практике схемы представлены компоновками на основе байпасных систем-разветвителей (Y-Tool, всего спущено 70 систем) либо с размещением УЭЦН в герметичных кожухах (смонтированы в 107 скважинах на текущий момент).

Рис. 2. Технологическая схема ОРЭ с применениемдвух УЭЦН и раздельных концентрических колонн НКТ

Второй класс – системы для ОРЭ с одновременной работой обоих насосов, из которых наиболее часто применяется схема с двойной концентрической колонной НКТ (рис. 2). В ходе эксплуатации пластовая жидкость из нижнего горизонта поступает на прием нижнего ЭЦН и затем на поверхность по внутренней колонне НКТ. Продукция верхнего горизонта перекачивается верхним ЭЦН и доставляется на поверхность по кольцевому пространству между внутренней и внешней колонной НКТ. При данной схеме обеспечивается полностью независимая работа каждого из насосов и индивидуальная депрессия на пласты, а также раздельный подъем продукции вплоть до устья скважины.

ВЫБОР КОМПОНОВКИ ОРЭ

Для пилотного внедрения на Южно-Хыльчуюсском месторождении была выбрана наиболее широко применяемая за рубежом технологическая схема ОРЭ с концентрическим лифтом НКТ, представленная на рис. 2. Данная схема полностью отвечает требованиям заказчика в части разобщения продукции пластов и обладает относительной простотой с точки зрения монтажа оборудования на скважине по сравнению с альтернативными схемами заканчивания. Монтаж и спуск всей компоновки происходит в три этапа.

На первом этапе отдельно от компоновки УЭЦН выполняются спуск и установка пакера с проходным отверстием на колонне НКТ либо с использованием канатной техники. На втором этапе производятся монтаж и спуск нижней УЭЦН (в кожухе) и верхней УЭЦН (на разветвителе Y-Tool) на внешней колонне НКТ. На финальном этапе спускается внутренняя колонна НКТ с нижней уплотнительной манжетой, за счет чего достигается герметичное разобщение продукции верхнего и нижнего продуктивного интервала в разветвителе Y-Tool.

Схема скважинной компоновки с указанием основных элементов приведена на рис. 3. Выбор конструктивных металлических и эластомерных материалов был продиктован требованиями долговременной коррозионной стойкости оборудования с учетом наличия в скважинной продукции сероводорода и углекислого газа. В ходе детального анализа и на основе предыдущего опыта эксплуатации скважины было принято решение использовать пакер, кожух нижней УЭЦН, разветвитель Y-Tool, байпасные трубки и соединительные патрубки из нержавеющей хромистой стали 13Cr; системы УЭЦН с защитным монельным покрытием корпуса и эластомерными элементами AFLAS, кабельный удлинитель с броней из сплава Монель.

Рис. 3. Фактическая компоновка системы заканчивания для пилотного проекта ОРЭ

Опыт внедрения систем ОРЭ показывает, что выбор надежной, испытанной конструкции пакера является одним из основных условий успешной реализации проекта. В нашем случае выбор был сделан в пользу извлекаемого пакера серии Quantum производства компании Schlumberger (рис. 3). Данная конструкция пакера обладает чрезвычайно высоким коэффициентом безотказности, выдерживает перепад давления до 41 МПа в обоих направлениях (что в 2,7 раза превышает исходные требования) и обеспечивает возможность аварийного разбуривания в случае прихвата в скважине.

С учетом значительной неопределенности в оценке продуктивности нижнего приобщаемого горизонта, а также для обеспечения надежной работы УЭЦН при возможном снижении дебита в ходе длительной эксплуатации было принято решение для обоих ЭЦН использовать компрессионную конструкцию насоса с разгрузкой осевой нагрузки от рабочих колес ЭЦН на пяту гидрозащиты. Данное техническое решение позволяет существенно расширить эффективный рабочий диапазон насоса и повысить его надежность в условиях высокого содержания свободного газа, что особенно актуально для нижнего ЭЦН, работающего в герметичном кожухе без возможности эвакуации газа в затрубное пространство. С учетом частотного регулирования допустимый диапазон подач для верхнего ЭЦН REDA S6000N составил от 400 до 1200 м3/сут, для нижнего ЭЦН REDA D460N – от 20 до 100 м3/сут (рис. 4, 5). Для дополнительной газовой защиты в компоновку нижнего ЭЦН также было включено газодиспергирующее устройство AGH (Advanced Gas Handler).

Рис. 4. Напорно-расходная характеристика и расчетная рабочая точка верхней УЭЦНРис. 5. Напорно-расходная характеристика и расчетная рабочая точка нижней УЭЦНРис. 6. Заводское заполнение маслом ПЭД REDAMaximus с транспортировочным компенсатором

В качестве привода для обоих ЭЦН был выбран моноблок REDA Maximus Promotor, объединяющий в одном корпусе функции ПЭД и протектора (гидрозащиты). Преимущество данной конструкции при зимнем монтаже в суровых арктических условиях состоит в заводском заполнении маслом и меньшем числе фланцевых соединений, что кратно снижает время сборки оборудования на устье скважины.

Известно, что высокотемпературное моторное масло обладает  высокой вязкостью при пониженных температурах, что существенно затрудняет процесс прокачки для стандартных ПЭД при монтаже в зимних условиях (рис. 6). Оборудование REDA Maximus заполняется маслом в вакууме в заводских условиях, что позволяет использовать оптимальный тип масла и полностью избежать образования газовых пробок, что повышает надежность оборудования. Использование специального транспортировочного компенсатора обеспечивает сохранность масла во время хранения и транспортировки.

Расчет механических и гидравлических нагрузок, в том числе при раздельной эксплуатации только нижней или верхней УЭЦН был проведен в специализированном пакете TDAS (рис. 7). По результатам расчета были выбраны необходимые диаметры и толщины стенок соединительных трубок и патрубков для предотвращения их деформации во всем диапазоне возможных режимов эксплуатации оборудования.

Рис. 7. Расчет трубных нагрузок в пакете TDAS

Особое внимание было уделено защите кабельных линий с целью предотвращения их механического повреждения при спуске оборудования на колонне НКТ. Ввиду коррозионной активности продукции выбор был сделан в пользу цельнолитых муфтовых протекторов с двумя пазами для защиты плоского кабеля верхнего и нижнего насосов с диаметром проводящей жилы соответственно 25 и 16 мм (рис. 8). Поскольку ранее такая конструкция на практике не применялась, перед монтажом была проведена фактическая примерка протектора в цеху с использованием реальных образцов кабеля для подтверждения надежности крепления и отсутствия повреждений кабельной линии при установке.

Рис. 8. Муфтовый кабельный протекторс двумя слотами

МОНТАЖ, ВЫВОД НА РЕЖИМ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Перед проведением работ на скважине был проведен детальный анализ, доработка и перевод на русский язык дополнительных процедур, регламентирующих монтаж компоновки ОРЭ, а также выполнено необходимое обучение полевого персонала.

Благодаря всем заранее предпринятым мерам монтаж системы в скважине прошел без осложнений: оба ЭЦН были успешно запущены в работу 29.03.2014 и выведены на режим в соответствии с расчетными параметрами.

Дополнительный дебит нефти за счет приобщения нижнего горизонта составил 85 м3/сут при установившемся режиме. По состоянию на 01.04.2016 обе установки работали стабильно в постоянном режиме, достигнув таким образом плановой наработки в два года. За это время дополнительная накопленная добыча за счет внедрения системы ОРЭ составила порядка 50 тыс. тонн.

glavteh.ru