CC BY
17НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 622.234.573:622.276.054.23
А.А. Сабиров1, e-mail: aibert_sabirov@maii.ru; А.Р. Салихова1,2, e-mail: saiikhova.aiina@bk.ru; И.Т. Галков3, e-maii: gaikov-nyagan@ya.ru; И.Т. Лоскутов3, e-maii: Kyioskutov@ceptr.rosneft.ru
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 АО «РН-Няганьнефтегаз» (Нягань, Россия).
3 ООО «РН - Центр экспертной поддержки и технического развития» (Нягань, Россия).
Оптимизация процесса эксплуатации скважин с помощью электроприводных лопастных насосов после гидравлического разрыва пласта
В статье рассмотрена проблема эксплуатации глубинно-насосного оборудования в период освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта. В целях обоснования актуальности проблемы приведены статистика по операциям гидроразрыва и структура преждевременных отказов установок электроприводных лопастных насосов одного из нефтедобывающих предприятий Западной Сибири. Описаны геолого-технологические факторы, влияющие на вынос пропанта.
Отмечено, что в период освоения скважины после гидроразрыва пласта и в ходе дальнейшей эксплуатации нефтегазодобывающие компании используют различные технологии защиты оборудования и борьбы с механическими примесями, эффективные в определенных эксплуатационных условиях. Поскольку на скважинах с проведенным гидроразрывом пласта, как правило, наиболее агрессивным для насоса периодом является вывод скважины на режим, предлагается рассматривать периодическую эксплуатацию как перспективную технологию, которая позволяет повысить надежность эксплуатации оборудования в условиях выноса механических примесей и, следовательно, увеличить наработку на отказ, а также сократить затраты энергопотребления.
В качестве кандидатов на эксплуатацию в периодическом режиме при выводе на режим после гидроразрыва пласта без потерь добычи нефти могут быть рассмотрены скважины, разрабатывающие пласты с трудноизвлекаемыми запасами, поскольку темпы падения добычи в них превышают 50 % за год и большая часть скважин рано или поздно переводится в периодический режим.
Ключевые слова: электроприводной лопастной насос, отказ оборудования, вынос механических примесей, гидроразрыв пласта, геомеханические свойства породы, вывод на режим, периодическая эксплуатация.
A.A. Sabirov1, e-mail: a1bert_sabirov@mai1.ru; A.R. Salikhova1,2, e-mail: sa1ikhova.a1ina@bk.ru; I.T. Galkov3, e-mail: ga1kov-nyagan@ya.ru; I.T. Loskutov3, e-mail: Ky1oskutov@ceptr.rosneft.ru
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
2 RN-Nyaganneftegaz JSC (Nyagan, Russia).
3 RN - Expert Support and Technical Development Center LLC (Nyagan, Russia).
Optimization of Well Operation Using Electric Driven Vane Pumps After Hydraulic Fracturing
The problem of the reliability of the downhole equipment operating after hydraulic fracturing is considered in the article. Hydraulic fracturing operations statistics and pattern of premature failures are showed for an oil and gas company in West Siberia to argue importance of the problem. Geological and technological factors that effect on proppant return are described. Oil and gas companies use different technologies to save equipment or decrease harmful effect of solid particles during electrical driven vane pump ramp up after hydraulic fracturing and during pump operating after this. The technologies are characterized by the efficiency in the specified conditions.
64
№ 9-10 октябрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
More risky period for electrical driven vane pump is rump up after hydraulic fracturing. Therefore, in the paper periodic well operation is offered to consider as perspective technology that allows to enhance reliability of electrical driven vane pump operation in complicated sand and proppant conditions and to increase equipment running. As for wells that can be considered for applying periodic well operation without oil production losses these are wells that produce oil from hard-to-recover reserves reservoirs and most of the wells anyway will be taken on periodic operation because annual production decline rate for the formations is more than 50 %.
Keywords: electric driven vane pump, pump failure, solid particles return, hydraulic fracturing, rock mechanical properties, ramp up, periodic well operation.
На сегодняшний день более 80 % нефти России добывается с помощью установок электроприводных лопастных насосов (УЭЛН). Эксплуатация оборудования в скважине осложнена различными факторами,такими как вынос механических примесей, выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), солеотложения на органах насоса и в насосно-компрессорных трубах (НКТ), выделение газа на приеме насоса, коррозия. Все эти факторы негативно влияют на режим работы оборудования и его наработку до отказа (НдО). Стоит отметить, что наиболее частыми причинами отказов являются вынос механических примесей и солеот-ложение, что подтверждает статистика АО «РН-Няганьнефтегаз», согласно которой в структуре преждевременных отказов ЭЛН в 2019 г. на 1-м месте на-
ходится негативное влияние механических примесей, на 2-м - солеотложения (рис. 1).
В то же время стоит отметить, что фонд, осложненный выпадением солей, как правило, высокообводенный в противовес фонду, осложненному выносом механических примесей, - обычно после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), с большими запасами, приходящимися на скважину, большим потенциалом добычи нефти, что также подтверждают статистические данные АО «РН-Няганьнефтегаз». Суточные потери добычи нефти от простоя скважин, осложненных выносом механических примесей, превышают потери по скважинам, отказавшим по другим причинам. При этом в отличие от фонда, осложненного другими факторами, с которыми борются теми
или иными способами, 88 % фонда, осложненного выносом механических примесей, работает без защиты. Анализ отказов УЭЛН в АО «РН-Нягань-нефтегаз» по итогам 2019 г. позволил выявить, что 49 % (203 объекта, эксплуатируемых УЭЛН) преждевременных отказов случилось по причине вредного влияния осложняющих факторов и более половины из них (т. е. 103 УЭЛН) произошло в течение 365 сут после проведения ГРП. Для сравнения приведем аналогичные данные за 2018 г.: 40 % (180 УЭЛН) преждевременных отказов случилось по причине вредного влияния осложняющих факторов, из них более 1/3 (т. е. 63 УЭЛН) - в течение 365 сут после ГРП. Налицо динамика роста отказов УЭЛН по причине влияния осложняющих факторов, в первую очередь механических примесей.
По другим причинам Due to other reasons По причине осложняющих факторов
Due to complicating factors Механические примеси MechanicaL impurities Коррозия корпусов погружных электродвигателей, насосно-компрессорных труб Corrosion of a housing of a eLectric submersible motors, tubing pipes Солеотложения Scaling
Газовый фактор Gas-oil ratio
Рис. 1. Структура преждевременных отказов электроприводных лопастных насосов в АО «РН-Няганьнефтегаз» по итогам 2019 г. Fig. 1. Pattern of premature failures of electrically driven vane pumps in RN-Nyaganneftegaz JSC in 2019
Ссылка для цитирования (for citation):
Сабиров А.А., Салихова А.Р., Галков И.Т., Лоскутов И.Т. Оптимизация процесса эксплуатации скважин с помощью электроприводных лопастных насосов после гидравлического разрыва пласта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 9-10. С. 64-70.
Sabirov A.A., Salikhova A.R., Galkov I.T., Loskutov I.T. Optimization of Well Operation Using Electric Driven Vane Pumps After Hydraulic Fracturing. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(9-10):64-70. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9-10 October 2020
65
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Гидроразрыв пласта
Hydraulic fracturing
Обработка призабойной зоны пласта
Bottom-hole formation zone treatment
Оптимизация
Optimization
Перфорация
Perforation
Рис. 2. Распределение геолого-технических мероприятий по видам в АО «РН-Няганьнефтегаз» по итогам 2019 г., % скважинных операций
Fig. 2. Diagram of remedial simulation operations in RN-Nyaganneftegaz JSC in 2019, % of workover actions
ВЛИЯНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА КОЛИЧЕСТВО ОТКАЗОВ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ
Поскольку в последние годы доля труд-ноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) в общей добыче углеводородов неуклонно возрастает, все чаще на месторождениях Западной Сибири применяются методы интенсификации добычи нефти. Самым популярным из них (рис. 2), а в случае разработки низкопрони-
цаемых коллекторов просто необходимым для рентабельной добычи нефти является ГРП, позволяющий кратно увеличить проектный дебит скважины за счет создания высокопроводимого канала, снижающего фильтрационные сопротивления в призабойной зоне и увеличивающего охват пласта дренированием. Принцип ГРП заключается в разрушении горной породы жидкостью под воздействием высокого давления и дальнейшем размещении прочного зернистого материала (пропанта)
в созданной трещине. После прекращения воздействия давления трещина ГРП смыкается, образуя канал из пропанта проводимостью от нескольких сотен до нескольких тысяч миллидарси. В 2015-2019 гг. в АО «РН-Няганьнеф-тегаз» отмечался рост количества операций ГРП (рис. 3), в т. ч. больше-объемных - с общей массой пропанта от 100 т. Связано это в первую очередь с активным вводом с 2016 г. в разработку глубоких горизонтов с низкими фильтрационными характеристиками с помощью бурения горизонтальных скважин с последующим спуском многостадийной компоновки и проведением комплекса мультистадийного ГРП. Количество фрак-портов на таких скважинах может достигать 10, что обусловливает большую массу закачиваемого пропанта (до 1000 т на скважину). Так, на Ем-Егов-ском лицензионном участке масса пропанта в 2019 г. в среднем на скважину увеличилась более чем в 1,5 раза по сравнению с 2015 г. и достигла 179 т (рис. 4).
В зависимости от геологических условий, качества проведенного мероприятия (примененных технологий, оборудования, материалов и квалификации персонала) и свойств горной породы
m >2 м: == и (и
о га ° ч!
е °
и I-<и ai
-г -О ¡|
Si 2
250 200 150 100 50 0
468
475
337 365 —- О
0---^^ _ 1Ы ^
98 112 ICI
35 31 40 35 43 54
22 20 16 17
2015
2016
2017 Годы Years
500 400 300 200 100 0
s 1С H и и (Л с
1С о
га CL ai t_ о •=; с m о го -а "4= ¡0 ai CL
о ч-
m о 01
m ь- с
ai te 01 ■г
CL -О
s с; о О Ciel Ь 3 +J и ni
1_
2018
2019
Преждевременные отказы по причине солеотложения (после гидроразрыва пласта)
Premature failures due to scaling (after hydraulic fracturing) Преждевременные отказы по причине механических примесей (после гидроразрыва пласта) Premature failures due to mechanical impurities (after hydraulic fracturing)
Преждевременные отказы (после гидроразрыва пласта) Premature failures (after hydraulic fracturing) -0~ Количество операций гидроразрыва пласта Number of hydraulic fracturing operations
Рис. 3. Количество гидроразрывов пласта и преждевременных отказов электроприводных лопастных насосов (в течение 365 сут) после гидроразрыва пласта в АО «РН-Няганьнефтегаз» в 2015-2019 гг.
Fig. 3. The number of hydraulic fractures and premature failures of electric driven vane pumps (within 365 days) after hydraulic fracturing at RN-Nyaganneftegaz JSC in 2015-2019
66
№ 9-10 октябрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
в той или иной степени происходит вынос твердых частиц (незакрепленного пропанта и разрушенной горной породы). Поэтому, как правило, наиболее критичным периодом является этап освоения и эксплуатации скважины после ГРП.
Количество преждевременных отказов по причине выноса механических примесей после операций ГРП в 2017 г. увеличилось в два раза по сравнению с 2015 г., в 2019 г. - в 2,7 раза (рис. 3). Распределение преждевременных отказов по лицензионным участкам (рис. 5) свидетельствует о том, что большее количество скважин преждевременно отказало по причине выноса механических примесей и из-за солеотложений, однако средняя НдО в 2019 г. по скважинам, отказавшим по причине солеот-ложения, составляет 137 сут, в то время как для скважин, отказавших по причине выноса механических примесей, 68 сут.
ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИЧИН ВЫНОСА ПРОПАНТА
Проведенный анализ позволил установить связь между интенсивностью применения ГРП и количеством отказов ЭЛН, поэтому выяснение причин выноса пропанта стало одной из задач, которую необходимо решить в целях увеличения НдО УЭЛН. Для этого специалистами группы удаленного сопровождения ГРП был выделен ряд факторов, влияющих на вынос пропанта, таких как:
1) эксплуатация объекта с высоковязкой нефтью (с ростом вязкости увеличивается вероятность выноса пропанта). Впрочем, для рассматриваемых объектов разработки с вязкостью нефти до 2 мПа.с данная причина не является актуальной;
2) геомеханические параметры пласта -низкое горизонтальное горное напряжение создает большую вероятность выноса пропанта;
3) низкая энергетика пласта, оказывающая влияние на горное напряжение. Минимальное горизонтальное напряжение 5Лт.п рассчитывается по формуле Итона без учета анизотропии и тектонической составляющей:
(1)
>1 н <и
X CC 2 с о (Л
о s га а. t с
го X си CL о +J
га i- а> +-» с
с с га а. Q- _о
X со с о '■С са ь-
о а. >> X g Q. а> а.
с са X S 3; Ч— О о
и (Л 1Л ~а>
и га 3
га m са
Ж. и
200 150 100 50 О
141
136
100
179
161 ш I I
1Ж
2015
2016
2017 Годы Years
2018
2019
Лиценционные участки: License areas:
■ Ем-Еговский Каменный ■ Талинский
Yem-Yegovskiy Kamenniy Talinskiy
Рис. 4. Расход пропанта на одну скважинную операцию по лицензионным участкам АО «РН-Няганьнефтегаз» в 2015-2019 гг.
Fig. 4. Proppant flowrate per one operation for the license areas in RN-Nyaganneftegaz JSC in 2015-2019
Ем-Еговский лицензионный
участок Yem-Yegovskiy License area
Каменный
лицензионный участок Kamenniy license area
Талинский лицензионный участок Talinskiy license area
Механические примеси Mechanical impurities Солеотложения Scaling
Прочие причины Other reasons
Отказы из-за осложняющих факторов Failures due to complicating factors
Рис. 5. Количество преждевременных отказов электроприводных лопастных насосов в 2019 г. по причине осложняющих факторов (в течение 365 сут после гидроразрыва пласта) по лицензионным участкам АО «РН-Няганьнефтегаз»
Fig. 5. The number of premature failures of electric driven vane pumps in 2019 due to complicating factors (within 365 days after hydraulic fracturing) in the licensed areas of RN-Nyaganneftegaz JSC
где Sv - горное давление, МПа; Рр - пластовое давление, МПа; и - коэффициент Пуассона.
В данном случае необходимо отметить, что чем ниже пластовое давление, тем ниже минимальное горизонтальное напряжение; чем ниже минимальное
горизонтальное, тем шире трещина ГРП и больше вероятность выноса; 4) высокое давление насыщения -при пластовом давлении ниже давления насыщения происходит разгазирование жидкости в пласте, при этом образование многофазного потока негативно
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9-10 October 2020
67
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
влияет как на скин-фактор после ГРП, так и на стабильность пропантовой пачки. Данный фактор может быть особенно актуален для объектов разработки на глубине более 2000 м (шеркалин-ская и тюменская свиты), для которых давление насыщения превышает 14,10 МПа, в то время как эксплуатация может вестись при забойном давлении ниже 6,1 МПа;
5) чрезмерная «упаковка» трещины ГРП, когда весь объем пустоты трещины забит пропантом и его транспортировка невозможна. Это сопровождается интенсивным ростом давления и резкой остановкой наземного оборудования ГРП из-за превышения максимального давления, что также может являться причиной выноса пропанта в ходе эксплуатации вследствие формирования трещины большой ширины в призабой-ной зоне;
6) освоение скважины - форсированное закрытие трещины, выдерживание технического отстоя после проведения ГРП, создание критичной депрессии для разрушения упаковки пропанта;
7) вывод на режим скважины и эксплуатация - создание экстремального режима эксплуатации при существующих геолого-физических характеристиках пласта.
В рамках контроля качества операций ГРП в АО «РН-Няганьнефтегаз» были также проведены исследования по определению времени восстановления температуры на забое скважины. Основной вывод данных исследований: гель разрыва, применяемый при ГРП, должен успевать разрушиться до запуска ЭЛН,поскольку времени с момента завершения ГРП до запуска оборудования в скважине (10-20 ч) достаточно для восстановления температуры пласта на забое, охлаждаемого в процессе закачки геля ГРП, и разрушения геля ГРП до «линейного геля» с вязкостью 5-15 мПа.с в зависимости от используемого геля, подбираемого под объект разработки, под действием пластовой температуры и разрушающих реагентов - деструкторов. Согласно лабораторным испытаниям при пластовой температуре разрушение геля ГРП происходит за 1-4 ч. Однако в ряде случаев специалистами химико-аналитической
лаборатории было зафиксировано наличие высоковязкого геля спустя 2-3 сут после операции ГРП, вследствие чего отказы ЭЛН случались в течение 1-3 мес после проведенного ГРП. Стоит отметить редкость данных случаев и предположить, что масштабы пласта с его температурой несоизмеримы с объемом закачанных холодных агентов, т. е., скорее всего, температура в призабойной зоне пласта действительно успевает восстановиться до пластовой. Однако нельзя исключать существование зон с более низкими температурами, например зон уплотняющего бурения, в какой-то мере охваченных процессом заводнения. Также нельзя исключать частные случаи возникновения проблем с разрушением геля ГРП по причине нарушения технологии приготовления и использования этого геля. А с учетом того, что для выноса механических примесей и подъема их на прием насоса достаточно вязкости несущей среды 10-20 мПа.с (для справки: на начальном этапе вязкость геля ГРП может достигать 1000 мПа.с), вывод скважины на режим после ГРП является наиболее важным этапом. Более внимательный и детальный подход к описанным факторам может помочь спрогнозировать вероятность отказа оборудования и заранее предусмотреть меры по его предотвращению.
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ВЫНОСОМ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Последствиями роста преждевременных отказов ЭЛН являются увеличение количества мероприятий по текущему ремонту скважин (глушение и освоение скважин, что приводит к ухудшению характеристик призабойной зоны пласта и снижению продуктивности), простоев скважин (потеря добычи нефти), а также затрат на ремонт и на новое внутрисква-жинное оборудование, что, учитывая масштабы проведения ГРП и применения ЭЛН на месторождении, приводит к значительным экономическим потерям. Существует несколько вариантов борьбы с выносом механических примесей после проведения ГРП: • свабирование скважины, требующее достаточно продолжительного времени до ввода скважины в эксплуатацию;
• промывка с использованием комплекса колтюбинга, которая ввиду своей технологической сложности и необходимости привлечения специализированных сервисных компаний зачастую экономически нерентабельна;
• монтаж и эксплуатация ЭЛН с фильтром от песка на приеме. Для данного метода характерны ненадежность и быстрое засорение фильтра;
• монтаж ЭЛН-«жертвы», которым по факту и является первый ЭЛН, спущенный после ГРП;
• установка гравийного фильтра на забое скважины, что является дорогостоящим вложением.
Стоит отметить, что такие методы, как установка фильтров на приеме либо на забое, применяются при постоянном выносе механических примесей, например когда коллектор слабосцементиро-ванный. В случае освоения скважины после ГРП наиболее важным моментом является именно начальный запуск, который может сопровождаться залповым выбросом абразивных частиц с концентрацией до 3000 мг/л при максимально допустимой концентрации до 1000 мг/л для насосов абразивостойкого исполнения Н-3 ЭЛН (согласно Единым техническим требованиям 6.0 ПАО «НК «Роснефть»), что приводит к резкому увеличению интенсивности износа оборудования.
Что касается запуска скважин после ГРП в период вывода на режим, то согласно нормативным документам ПАО «НК «Роснефть» запуск производится автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период с 1 с до 2,5 ч, что снижает возможность залпового выброса механических примесей. Однако исходя из статистики преждевременных отказов можно утверждать, что применяемых мер не всегда достаточно для защиты и продления срока службы оборудования. Это связано с тем, что в момент запуска насоса после ГРП происходит интенсивный вынос твердых частиц, который может длиться в течение достаточно продолжительного периода и оказывает отрицательное влияние на режим эксплуатации и срок службы оборудования.
68
№ 9-10 октябрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Время, мес Time, month
-•- Q2 -•- Q1 ---Q2cp. Qlcp.
Рис. 6. Динамика дебита нефти по скважинам, работающим на низкопроницаемых объектах Fig. 6. Dynamics of oil production rate for wells operating at low-permeability formations
В целях снижения затрат и повышения эффективности предприятия АО «РН-Няганьнефтегаз» применяют такие технологические способы, как снижение депрессии на пласт и эксплуатация УЭЛН на пониженных частотах. Кроме того, на восьми скважинах осложненного фонда был применен один из способов предотвращения поступления механических примесей в насосную установку - фильтры входные щелевые (ФВЩ). К явным недостаткам данных фильтров можно отнести засорение твердыми частицами и невозможность их совместного использования с газосепараторами,что в условиях эксплуатации тюменской свиты (ТрИЗ) с высокими давлением насыщения и газовым фактором является значительным недостатком.
Еще одним способом, применяемым в АО «РН-Няганьнефтегаз», является использование десендеров инерционного типа. Этот вид оборудования характеризуется простотой конструкции, отсутствием движущихся и вращающихся деталей, что обусловливает надежность и относительно невысокую стоимость. По результатам стендовых испытаний в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина оборудование показало себя эффективным в плане сепарации механических частиц различных размеров (доля сепарируемых частиц составила 90 %). Имеется опыт эффективного применения данного оборудования в других обществах ПАО «НК «Роснефть». Так, НдО оборудования в скважинах, где применялись десендеры,увеличилась более чем в два раза [1]. По состоянию на январь 2020 г. в АО «РН-Няганьнефтегаз» было спущено 26 десендеров в скважины осложненного фонда, семь из которых новые, а остальные - со средней НдО 117 сут и средним количеством отказов 1,8 на скважину до внедрения десендеров. Первоочередные кандидаты - это новые скважины после бурения с ГРП либо скважины после ГРП. Стоит отметить ограниченность возможного объема шламосборника - количества НКТ, подвешиваемых под насосом, обусловленного весом заполненных контейнеров и конструкцией скважины. Данное ограничение может привести к полному
заполнению контейнера и выносу механических примесей в насос. Именно это и произошло на одной из скважин Ем-Еговского лицензионного участка, где контейнер шламосборника заполнился с последующим отказом УЭЛН менее чем за 5 ч. В таких ситуациях (запуск скважины после ГРП) может осуществляться периодическая эксплуатация УЭЛН на период вывода на ремонт в соответствии с рекомендациями, изложенными в [2]. Выбор и поддержание режима периодической эксплуатации ЭЛН на начальном этапе освоения скважины после ГРП осуществляются с учетом данных о свойствах жидкости, типе и размере пропанта, а также скорости движения флюида в эксплуатационной колонне. Применение данной методики позволит регулировать и контролировать подъем механических примесей с забоя скважины до уровня приема ЭЛН, исключая возможность попадания твердых частиц в рабочие органы насоса. Тем самым срок службы ЭЛН будет продлен без затрат на дополнительное оборудование и потерь нефти во время простоя скважины. Подчеркнем, что данная технология актуальна именно на начальном этапе освоения ввиду высоких значений вязкости жидкости, проходящей через УЭЛН. В бразильском университете Кампинас, а также учеными с кафедры машин и оборудования
нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была получена зависимость коэффициента сепарации десендера от подачи насоса при различных вязкостях, из которой следует, что при вязкости 35 мПа.с при подачах менее 100 м3/сут коэффициент сепарации снижается до 60 % [1].
Запуск в периодическом режиме эксплуатации УЭЛН может быть произведен независимо от того, спущен ли сепаратор механических примесей в скважину или нет, что позволит повысить надежность работы глубинно-насосного оборудования, увеличить НдО и сократить операционные и капитальные затраты. Кандидатами на применение данного режима могут быть новые скважины, эксплуатирующие глубокие горизонты (ТрИЗ), по которым темп падения дебита нефти за первый год превышает 60 %, достигая подчас 80 %, а продолжительность выхода на установившийся режим составляет более 6 мес (рис. 6). В итоге средний дебит при таких темпах падения за год составляет 40-50 % дебита при запуске в работу. Стоит отметить, что по состоянию на 01.07.2020 г. 67 % действующего фонда УЭЛН (173 скв.), эксплуатирующего тюменскую свиту (ТрИЗ) Ем-Егов-ского лицензионного участка, работает в периодическом режиме, на который
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 9-10 October 2020
69
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
* ^
I =
2-VD E
£ = P- </>
e
Q. O)
Q) >—
X ^
m
a)
a> x
£ и
I S.
25 20 15 10 5 0
15,1
12-30
18,2
13,3
14,7
20-30
30-50
50-80
Дебит скважины, м3/сут Well flow rate, m3/day
Периодический I Постоянный Periodic Constant
80-120
Рис. 7. Удельное энергопотребление установок электроприводных лопастных насосов при работе в постоянном и периодическом режимах
Fig. 7. Specific energy consumption of electric driven vane pump units during well operation in constant and periodic mode
ЭЛН были переведены на этапе выхода скважин на установившийся режим. До 15 % действующего фонда (38 скв.) является осложненным по причине выноса механических примесей, включая скважины, эксплуатация которых дополнительно осложнена такими факторами, как высокий газовый фактор, коррозия, солеотложения, АСПО. За последние три года на 9 % скважин (23 скв.) 41 раз случался преждевременный (с НдО до 365 сут) отказ по причине выноса механических примесей, воздействие которых привело к уменьшению и прекращению подачи, сниже-
нию изоляции,заклиниванию рабочих органов насоса. Средняя НдО по ним составила 104 сут, причем 24 отказа со средней НдО 89 сут произошли в период, когда УЭЛН работали в постоянном режиме, 17 отказов со средней НдО 186 сут, включая наработку на текущий момент, при отсутствии отказов. То есть фактически скважины, переведенные в периодический режим, проработали на сегодняшний день в два раза дольше. Также в рамках анализа эффективности с точки зрения повышения надежности работы УЭЛН сравнивалась НдО по периодическому и постоянно рабо-
тающему фонду. Для этого были взяты скважины, в которых ГРП был проведен в 2018 г. и которые сейчас работают в периодическом режиме: средняя НдО в них составила 389 сут, в то время как при работе в постоянном режиме данный показатель не превышал 125 сут. Что касается энергопотребления рассматриваемых УЭЛН, то анализ показал, что при переводе в периодический режим эксплуатации экономия электроэнергии составила 2,7 кВт.ч/м3. Для сравнения эффективности периодического режима с точки зрения энергопотребления оборудования было рассмотрено более 7 тыс. отработанных скважино-месяцев (для тюменской свиты на Ем-Еговском лицензионном участке). Анализ показал, что наибольшая эффективность достигается при деби-тах скважины 12-30 м3/сути составляет 4,2кВт.ч на 1 м3 добываемой жидкости, что связано с использованием для периодического режима большего типоразмера насоса с повышенным коэффициентом полезного действия (рис. 7). Таким образом, можно сделать вывод, что периодический режим работы скважин может быть рассмотрен как перспективный метод повышения надежности работы оборудования, который позволяет увеличить НдО УЭЛН, сократить энергопотребление [3], а в случае низкопроницаемых коллекторов, характеризующихся высокими темпами падения дебита, является единственно возможным вариантом эксплуатации скважины, исключающим смену оборудования по причине несоответствия дебита скважины подаче УЭЛН.
References:
1. Yakimov S.B. Sand Separators for Protecting Electric Submersible Centrifugal Pump Units. Current Situation and Perspectives of Using the Technology. Territoriya "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2014;(2):44-59. (In Russ.)
2. Yakimov S.B., Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V. New Approach to Selection of Pumping Equipment and the Mode of Its Operation in the Wells Under Conditions of Sand and Proppant Sloughing. Neftyanoe khozyaystvo [Oil Industry]. 2017;(11):52-55. (In Russ.)
3. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V. et al. Problems of Energy Efficiency of Electric-Driven Centrifugal Pumping Units. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa [Equipment and Technologies for the Oil And Gas Complex]. 2016;(4):25-30. (In Russ.)
Литература:
1. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория «НЕФТЕ-ГАЗ». 2014. № 2. С. 44-59.
2. Якимов С.Б., Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. Новый подход к выбору насосного оборудования и режима его работы в осложненных скважинах // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 52-55.
3. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В. и др. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 4. С. 25-30.
70
№ 9-10 октябрь 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
