CC BY
58НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
УДК 622.245+622.276
С.Б. Якимов1, e-mail: s_yakimov@rosneft.ru; М.Н. Каверин2; Е.Н. Русский2; А.Х. Хафизов2; М.А. Колпаков3
1 ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).
2 ООО «РН-Центр экспертной поддержки и технического развития» (Тюмень, Россия).
3 АО «Самотлорнефтегаз» (Нижневартовск, Россия).
Особенности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в горизонтальных скважинах со слабосцементированным коллектором пласта ABJ-2 Самотлорского месторождения (Россия)
Вопрос влияния вертикального или горизонтального вскрытия слабосцементированных коллекторов на показатели наработки на отказ оборудования, применяемого при механизированной добыче, в целом и установок электроцентробежных насосов в частности на сегодняшний день мало изучен, но представляет большой интерес для промысловых инженеров-технологов. В статье приводятся результаты сравнительного анализа показателей наработки на отказ и видов износа рабочих ступеней электроцентробежных насосов при их эксплуатации в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, пробуренных на слабосцементированный пласт AB*"2 Самотлорского нефтяного месторождения (Ханты-Мансийский автономный округ, Россия). На основании изучения видов и величины износа сделан вывод о значительно меньшем негативном влиянии абразивных частиц при эксплуатации оборудования в горизонтальных скважинах: средняя наработка установок электроцентробежных насосов с номинальными подачами более 60 м3/сут на 26 % выше, чем при эксплуатации аналогичного оборудования в наклонно-направленных скважинах. По результатам проведенных исследований разработаны рекомендации по повышению эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов за счет снижения операционных и капитальных затрат путем оптимального распределения существующего парка оборудования, выбора абразивной устойчивости насосов и использования погружных сепараторов песка. Эффект совокупного снижения операционных и капитальных затрат при эксплуатации установок электроцентробежных насосов можно учитывать при технико-экономических расчетах по обоснованию целесообразности бурения новых горизонтальных скважин.
Ключевые слова: эксплуатация, горизонтальная скважина, установка электроцентробежных насосов, осложненные условия эксплуатации, борьба с песком, добыча нефти.
S.B. Yakimov1, e-mail: s_yakimov@rosneft.ru; M.N. Kaverin2; E.N. Russkin2; A.Kh. Khafizov2; M.A. Kolpakov3
1 Rosneft Oil Company PJSC (Moscow, Russia).
2 RN-Expert Support and Technological Development Center LLC (Tumen, Russia).
3 Samotlorneftegaz JSC (Nizhnevartovsk, Russia).
Operation Aspects of Electric Submersible Pump Units in the Horizontal Wells with Slightly Cemented Reservoir of the AVJ"2 Layer of the Samotlorskoe Field (Russian Federation)
The issue of the effect of vertical or horizontal penetration of slightly cemented reservoirs on the time between failures of equipment used for artificial lift in general and electric submersible pump units in particular is not sufficiently studied, but it is of great interest for field production engineers. The article presents the results of a comparative analysis of the failure interval indexes and wear types of the pump stages of electric submersible pumps during their operation in horizontal and controlled directional well drilled to the AVJ"2 slightly cemented layer of the Samotlorskoe oil field (Khanty-Mansiysk Autonomous District, Russian Federation). Based on the study of types and magnitude of wear, it was concluded that the negative influence of abrasive particles is much less when using equipment in horizontal wells: mean time of electric submersible pumps with nominal feed rates of more than 60 m3/day is 26 % higher than when using similar equipment in controlled directional wells. Following the research results, the recommendations were developed to increase the efficiency of operation of electric submersible pump units by reducing operating and capital costs through the optimal distribution of the existing equipment facilities, the selection of abrasion resistance of pumps and the use of submersible sand separators. The effect of the cumulative reduction of operating and capital costs during
44
№ 1-2 февраль 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
the operation of electric submersible pumps can be taken into account in technical and economic calculations to justify the practicality of drilling new horizontal wells.
Keywords: operation, horizontal well, electric submersible pump units, abnormal operating conditions, sand control, oil production.
ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПО СРАВНЕНИЮ С ВЕРТИКАЛЬНЫМИ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫМИ
Эра освоения подземного пространства Западной Сибири высокотехнологичной геонавигацией нефтяных и газовых скважин сложной пространственной архитектуры началась 15 июля 1990 г., когда за 30 сут на Самотлор-ском месторождении построили и ввели в эксплуатацию первую горизонтальную скважину с протяженностью горизонтального ствола 209 м по пласту АВ}~2 трудноизвлекаемой нефти [1]. По мнению зарубежных специалистов, к числу экономических преимуществ использования горизонтальных скважин (ГС) по сравнению с вертикальными или наклонно-направленными скважинами (ННС) относятся следующие [2]:
• для добычи того же объема нефти требуется бурение меньшего количества ГС, чем ННС;
• более высокий дебит нефти и в результате меньшая стоимость добычи барреля нефти.
Авторы отечественных публикаций в качестве основных преимуществ разработки месторождений с применением ГС по сравнению с ННС обычно указывают [3]:
• более равномерное стягивание контура нефтеносности, что увеличивает конечную нефтеотдачу;
• более высокий охват пласта вытеснением;
• более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой;
• снижение градиента скорости в при-забойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных
осложнений при эксплуатации скважин.
Последнее преимущество наиболее критично при применении способов механизированной добычи нефти, так как при сопоставимых по величине дебитах жидкости вследствие значительной площади контакта поверхности горизонтального участка скважины с поверхностью слабосцементиро-ванного коллектора вынос песка из ГС будет меньше, чем из ННС. Данное преимущество признают многие авторы, однако влияние типа вскрытия слабосцементированноготерригенного коллектора на показатели эксплуатации оборудования, применяемого при механизированной добыче в целом, и установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в частности мало изучено. Низкая изученность влияния типа вскрытия на наработку оборудования явилась причиной полного отсутствия каких-либо рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН в ГС, пробуренных на пласт со слабосце-ментированным коллектором. В целях изучения данного актуального для промысловых инженеров вопроса был проведен сравнительный анализ наработки на отказ и видов износа рабочих ступеней (РС) УЭЦН, работающих в ГС и ННС, пробуренных на относительно слабо сцементированный пласт АВ}~2 Самотлорского нефтяного месторождения.
ВЛИЯНИЕ ТИПА ВСКРЫТИЯ КОЛЛЕКТОРА НА НАРАБОТКУ ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА АВ,1"2
Одной из основных проблем разработки пласта АВ}~2 Самотлорского месторождения является литологическая
неоднородность коллекторов по площади месторождения, где основные продуктивные породы представлены глинистыми алевролитами с линзо-видной слоистостью. Данные породы характеризуются низкими фильтраци-онно-емкостными свойствами, высокой остаточной и начальной водонасыщен-ностью, повышенной вертикальной анизотропией и очень плохой связанностью [4].
По состоянию на 01.01.2018 г. действующий фонд ГС и ННС на пласт АВ}"2, эксплуатируемых с использованием УЭЦН, составил 366 и 2001 скважин, соответственно. Средняя длина горизонтального участка ГС составляет 512 м. В целях интенсификации добычи нефти на части ГС и большинстве ННС были проведены операции гидравлического разрыва пласта.
Одной из основных проблем эксплуатации УЭЦН в скважинах пласта АВ}"2 является присутствие в добываемой жидкости абразивных частиц, из которых 80 % составляют алевролитовые фракции песка диаметром до 0,1 мм, 16 % - песчаные фракции диаметром более 0,1 мм и 4 % - обломки горных пород диаметром более 0,25 мм [5]. Изучение минералогического и гранулометрического состава выносимых частиц было произведено на части ННС и отдельных ГС методом изучения фильтрата добываемой жидкости с помощью микроскопа. К настоящему времени на основании накопленной информации по составу проб определено, что в среднем в составе выносимых из скважин частиц доля кварца и плагиоклаза составляет около 50 %. Концентрация абразивных частиц (КАЧ), присутствующих в добываемой жидкости, по скважинам ННС варьирует от 23 до 800 мг/л при
Для цитирования (for citation):
Якимов С.Б., Каверин М.Н., Русскин Е.Н., Хафизов А.Х., Колпаков М.А. Особенности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в горизонтальных скважинах со слабосцементированным коллектором пласта ABJ"2 Самотлорского месторождения (Россия) // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 1-2. С. 44-53.
Yakimov S.B., Kaverin M.N., Russkin E.N., Khafizov A.Kh., Kolpakov M.A. Operation Aspects of Electric Submersible Pump Units in the Horizontal Wells with Slightly Cemented Reservoir of the AVJ"2 Layer of the Samotlorskoe Field (Russian Federation). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 1-2, P. 44-53. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2018
45
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Таблица 1. Статистика по количеству полетов газосепараторов роторного и вихревого типа при эксплуатации установок электроцентробежных насосов в наклонно-направленных и горизонательных скважинах пласта ABJ"2 Самотлорского месторождения Table 1. Statistics on the number of fall downhol.es of rotary and vortex gas separators during operation of electric submersible pump units in the controlled directional and horizontal wells of the AVj"2 layer of the Samotlorskoe field
Показатель Index Скважины Wells
Наклонно-направленные Controlled directional Горизонтальные Horizontal
Количество расследованных случаев отказов установок электроцентробежных насосов с газосепараторами роторного типа Number of investigated failure cases of electric submersible pump units equipped with rotary gas separators 1962 228
Количество расследованных случаев отказов установок электроцентробежных насосов с газосепараторами вихревого типа Number of investigated failure cases of electric submersible pump units equipped with vortex gas separators 98 14
Количество полетов по газосепараторам роторного типа Number of fall downhole cases for gas separators of rotary type 24 0
Полеты установок электроцентробежных насосов по газосепараторам роторного типа, % Fall downhole cases of electric submersible pump units for gas separators of rotary type, % 1,2 0,0
Количество полетов установок электроцентробежных насосов по газосепараторам вихревого типа, % Number of fall downhole cases of electric submersible pump units for gas separators of vortex type, % 0,0 0,0
среднем значении 112 мг/л. Достаточного количества исследований по КАЧ применительно к ГС еще не проведено. Поскольку при выполнении настоящего исследования было необходимо проанализировать работу УЭЦН на большом числе скважин, по части которых исследования КАЧ еще не проводились, было принято решение оценивать негативное действие абразивных частиц на основании анализа видов и степени износа рабочих ступеней (РС) насосов. Такой подход, предложенный в [6], во многом более рационален, так как позволяет провести анализ на основании имеющейся информации по дефектации оборудования без траты средств на исследования по изучению количества и качества присутствующих в добываемой жидкости абразивных частиц. Для эксплуатации скважин на Самот-лорском месторождении используются в основном насосы с рабочими колесами плавающего типа двухопорной конструкции из материала нирезисттип 1 с радиальными подшипниками, установленными на валу через 0,5 м (группа Н-2 по техническим требованиям ПАО «НК «Роснефть»). Эксплуатация данного оборудования в условиях присутствия в добываемой жидкости большого количества абразивных частиц приводит к осевому и радиальному износу рабочих колес, радиальному износу валов [6], гидроабразивному износу рабочих колес и направляющих аппаратов насосов и защитных гильз газосепараторов [7]. Наиболее яркой демонстрацией негативного влияния песка при эксплуатации скважин группы пластов АВ Самотлорского месторождения являются случаи полного разрушения защитных гильз и корпусов центробежных газосепараторов роторного типа [7]. Для выполнения анализа по ННС и ГС были проанализированы следующие данные:
• количество полетов УЭЦН по газосепараторам;
• количество полетов УЭЦН по всем узлам, за исключением насосно-ком-прессорных труб;
• количество случаев гидроабразивного износа РС насосов;
• количество случаев радиального и осевого износа РС;
• количество случаев одностороннего износа ступиц рабочих колес и направляющих аппаратов. При выполнении данного анализа не учитывались случаи повторных ремонтов, остановки УЭЦН для проведения геолого-технических мероприятий, а также отказа по причине негерметичности насосно-компрессорных труб. В табл. 1 представлены статистические данные по количеству полетов по газосепараторам роторного и вихревого типов при эксплуатации УЭЦН в ННС и ГС. Из этих данных видно, что все полеты по газосепаратору произошли только при эксплуатации УЭЦН в ННС и только в случаях применения газосепараторов роторного типа. Случаи полетов по газосепаратору при эксплуатации оборудования в ГС не зафиксированы как при выполнении настоящего анализа, так и при анализе статистических данных за последние пять лет. Поскольку основной причиной, вызывающей разрушение газосепараторов, является гидроабразивный износ, величина которого прямо пропорциональна диаметру абразивных частиц [8], можно сделать вывод, что при эксплуатации УЭЦН в ГС
КАЧ размером более 0,1 мм и обломков горных пород в добываемой жидкости ниже, чем в ННС.
В табл. 2 представлены сведения по случаям полетов УЭЦН по всем элементам, за исключением насосно-ком-прессорных труб, в процентах от рассмотренного количества отказов. Данные демонстрируют зависимость увеличения количества полетов по мере увеличения номинальной подачи используемого типоразмера ЭЦН при эксплуатации в ННС. Частота полетов УЭЦН при эксплуатации ГС значительно ниже, и случаи полетов, скорее всего, носят случайный характер. Следует отметить, что количество полетов УЭЦН благодаря действию технологических служб АО «Самотлорнефтегаз» постепенно сокращается. В соответствии с рекомендациями, разработанными по результатам проведенных исследований по изучению процесса деградации расходно-напорных характеристик ЭЦН, при резком снижении подачи на 1520 % УЭЦН останавливается, благодаря чему большая часть потенциально возможных случаев полета предотвращается. Одной из основных причин полетов
46
№ 1-2 февраль 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Е Р С
Euro Petroleum Consuliants
Конференция России и стран СНГ по технологиям катализа
9-10 АПРЕЛЯ 2018, МОСКВА
SHARING KNOWLEDGE, SHAPING BUSINESS
ДОСТИЖЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО УСПЕХА С ПОМОЩЬЮ ИННОВАЦИОННЫХ КАТАЛИЗАТОРОВ
Ключевые темы конференции:
■ Катализаторы для каталитического р и фор мин га (с HPK и со стационарным слоем катализатора) и изомеризации
• Катализаторы гидропроцессов (гидроочистка, гидрокрекинг В ГО)
• Катализаторы ФКК для максимального получения нафты и олефинов
• Катализаторы селективной гидрогенизации
• Гидрокрекинг остатков (в кипящем слое и суспензионные процессы)
• Каталитическая депарафинизация
■ Катализаторы твердо кислотного алкилирования
• Катализаторы для производства ароматических углеводородов, олефинов и ПАВ
• Управление катализаторами - защитные слои, регенерация, отработанные катализаторы, извлечение металлов, предсульфидирование, инструменты мониторинга и КИП
• Испытания современных катализаторов, методы и процедуры оценки
www.europetro.com ] moscow@europetro.ru | +7 495 517 77 09
Е Р С
Euro Péiioleum Consul Uni s
13-я Конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков
ЕДИНСТВЕННОЕ МЕРОПРИЯТИЕ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ОСТАТКОВ В РОССИИ И СТРАНАХ СНГ
вые темы конференции:
Катализаторы для каталитического риформинга (с HPK и со стационарным слоем катализатора) и изомеризации Катализаторы гидропроцессон (гидроочистка, гидрокрекинг 8 ГО)
Катализаторы ФКК для максимального получения нафты и олефинов Катализаторы селективной гидрогенизации Гидрокрекинг остатков (в кипящем слое и суспензионные процессы)
Каталитическая депарафинизация Катализаторы твердокислатного алкилирования Катализаторы для производства ароматических углеводородов, олефиное и ПАВ Управление катализаторами - защитные слои, регенерация, отработанные катализаторы, извлечение металлов, предсульфидирование, инструменты мониторинга и КИП
Испытания современных катализаторов, методы и процедуры оценки
www.europetro.com | moscow@europetro.ru | +7 495 517 77 09
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
Таблица 2. Статистика по случаям полетов установок электроцентробежных насосов в процентах от рассмотренного количества отказов по всем элементам, за исключением насосно-компрессорных труб, в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
Table 2. Statistics on fall downhole cases for electric submersible pump units as percentage of the number of failures examined for every element excluding tubing pipes in the controlled directional and horizontal wells
Диапазон номинальной подачи электроцентробежного насоса Range of rated pumping capacity of an electric submersible pump Наклонно-направленные скважины Controlled directional wells Горизонтальные скважины Horizontal wells
Количество рассмотренных случаев отказа Number of failure cases examined Количество полетов Number of fall downhole cases % случаев полетов % of fall downhole cases Количество рассмотренных случаев отказа Number of failure cases examined Количество полетов Number of fall downhole cases % случаев полетов % of fall downhole cases
15-35 931 20 2,1 64 0 0,0
45-80 968 33 3,4 97 1 1,0
100-200 334 22 6,6 76 1 1,3
240-320 77 6 7,8 6 0 0,0
400-500 57 4 7,0 1 0 0,0
Более 700 More than 700 46 0 0,0 1 0 0,0
Итого Total 2413 85 3,5 245 2 0,8
УЭЦН является вибрация, вызванная радиальным износом деталей вследствие попадания мелких алевролитовых фракций песка в радиальные сопряжения. На основании представленных в табл. 2 сведений по частоте полетов по элементам УЭЦН можно сделать вывод о меньшей концентрации в добываемой жидкости мелких алевролитовых фракций песка при эксплуатации УЭЦН в ГС по сравнению с ННС. В табл. 3 собраны сведения по количеству и проценту зафиксированных при дефектации случаев гидроабразивного и радиального износов РС по УЭЦН, эксплуатируемых в ННС и ГС. Из этих данных видно, что случаи гидроабразивного износа, т. е. промывы рабочих колес и направляющих аппаратов при эксплуатации УЭЦН в ННС, имеют место даже на типоразмерах с номинальной подачей 15 м3/сут. С использованием методики, предложенной в [9], можно определить, что для данного значения расхода жидкости при внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 150 мм и вязкости добываемой жидкости 1 сП до приема насоса дойдут частицы песка диаметром 0,1 мм. При внутреннем диаметре эксплуатационной колонны скважины 100 мм до приема насоса будут доходить частицы песка диаметром 0,15 мм. Поэтому причины возникновения гидроабразивного износа РС в УЭЦН с небольшими номинальными
подачами за период их эксплуатации в 600-700 сут в ННСлегко объяснимы. Сложнее объяснить зафиксированные случаи гидроабразивного износа РС при эксплуатации УЭЦН с номинальными производительностями 25-35 м3/сут в ГС. В соответствии с результатами исследования ученых Университета Талса (США) при движении водогазовой смеси в горизонтальной трубе со скоростью 0,05 м/с (данная скорость имеет место при расходе 35 м3/сут по горизонтальному хвостовику с внутренним диаметром 100 мм) частицы песка диаметром 0,045 мм и крупнее должны полностью оседать в виде неподвижной подушки или дюн [10]. При увеличении скорости движения жидкости до 0,38 м/с, что для нашего случая соответствует расходу 270 м3/сут, песчаные дюны начинают перемещаться. Факт перемещения песка по горизонтальному участку скважины подтверждают и исследования компании Е^ на сайте которой размещен видеоролик, зафиксировавший процесс движения песка в виде дюн по горизонтальному участку скважины. Однако механизм движения частиц песка диаметром менее 0,045 мм не изучался. Учитывая слишком малый диаметр частиц алевролитовых фракций и их относительно малую концентрацию, можно предположить, что большая часть песка диаметром менее 0,045 мм движется в горизонтальном участке так же. В данном случае возможно по-
степенное накопление песка в районе «пятки» ГС (по принятой у инженеров по бурению терминологии так называется точка Т2 входа в горизонтальный участок) и возникновение при определенных условиях залповых выбросов. Следует отметить, что если наличие залповых выбросов песка в период вывода на режим УЭЦН в ННС Самот-лорского месторождения было ранее изучено, то аналогичные исследования по ГС еще не проводились. Кроме того, механизм возникновения гидроабразивного износа рабочих ступеней ЭЦН в настоящее время до конца не изучен, и у научного сообщества отсутствует единое мнение о влиянии на данный процесс концентрации и диаметра абразивных частиц. Вполне возможно, что гидроабразивный износ могут вызывать даже мелкие алевролитовые фракции песка, особенно при резком повышении КАЧ в период их залповых выбросов. На данном этапе без проведения дополнительных исследований сложно сформировать достоверное мнение о причинах возникновения гидроабразивного износа РС при эксплуатации УЭЦН с номинальной подачей 25-35 м3/сут в ГС. При эксплуатации УЭЦН с номинальной производительностью 15-80 м3/сут в ННС доля случаев с выявленным гидроабразивным износом почти всегда выше, чем при эксплуатации в ГС, при этом, как показано в табл. 3, средняя наработка оборудования с зафиксиро-
48
№ 1-2 февраль 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
Таблица 3. Количество гидроабразивных промывов поверхностей рабочих колес и направляющих аппаратов, зафиксированных при дефектации установок электроцентробежных насосов, эксплуатируемых в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
Table 3. Number of hydroabrasive washout of surfaces of impellers and diffusers registered during fault detection of electric submersible pump units used in the controlled directional and horizontal wells
Номинальная подача электроцентробежного насоса, м3/сут Rated feed of electric pump submersible pump, m3/day Наклонно-направленные скважины Controlled directional wells Горизонтальные скважины Horizontal wells
Количество исследованных установок электроцентробежных насосов Number of electric submersible pump units examined Гидроабразивный износ рабочих ступеней Hydroabrasive wear of pump stages Радиальный износ рабочих ступеней Radial wear of pump stages Количество исследованных установок электроцентробежных насосов Number of electric submersible pump units examined Гидроабразивный износ рабочих ступеней Hydroabrasive wear of pump stages Радиальный износ рабочий ступеней Radial wear of pump stages
Количество случаев Number of cases % установок электроцентробежных насосов с гидроабразивным износом рабочих ступеней % of electric submersible pump units with hydroabrasive wear of pump stages Средняя наработка на отказ установок электроцентробежных насосов с гидроабразивным износом рабочих ступеней Mean time between failures of electric-submersible pump units with hydroabrasive wear of pump stages Количество случаев Number of cases % установок электроцентробежных насосов с радиальным износом рабочих ступеней % of electric submersible pumping units with radial wear of pump stages Средняя наработка на отказ установок электроцентробежных насосов с радиальным износом рабочих ступеней Mean time between failures of electric submersible pump units with radial wear of pump stages Количество случаев Number of cases % установок электроцентробежных насосов с гидроабразивным износом рабочих ступеней % of electric submersible pump units with hydroabrasive wear of pump stages Средняя наработка на отказ установок электроцентробежных насосов с гидроабразивным износом рабочих ступеней Mean time between failures of electric submersible pump units with hydroabrasive wear of pump stages Количество случаев Number of cases % установок электроцентробежных насосов с радиальным износом рабочих ступеней % of electric submersible pump units with radial wear of pump stage Средняя наработка на отказ установок электроцентробежных насосов с радиальным износом рабочих ступеней Mean time between failures of electric submersible pumping units with radial wear of pump stages
15 97 2О 2О,б 739 2б 2б,8 812 2 О О - О О,О -
18 14 3 21,4 б91 4 28,б 517 - - - - - - -
2О 2 О О,О - О О,О - - - - - - - -
25 248 51 2О,б б44 бб 2б,б б74 13 1 7,7 б25 О О,О -
3О 247 55 22,3 б32 77 31,2 бб4 13 О О,О - О О,О -
35 323 б7 2О,7 5О4 78 24,1 бО9 3б 3 8,3 493 О О,О -
45 13 О О,О - 3 23,1 бО8 2 О О,О - О О,О -
5О 478 8б 18,О 5О5 118 24,7 555 32 5 15,б 513 2 б,3 781
бО 223 45 2О,2 3б8 бО 2б,9 47б 28 5 17,9 б39 1 3,б 72б
8О 254 53 2О,9 5О4 б4 25,2 52О 35 8 22,9 498 1 2,9 2б2
1ОО 1О4 2б 25,О 422 29 27,9 45б 22 3 13,б 58О 2 9,1 б75
125 137 35 25,5 351 3б 2б,3 435 39 5 12,8 б13 3 7,7 4О8
1бО 52 8 15,4 171 12 23,1 257 9 2 22,2 б44 1 11,1 823
2ОО 41 1О 24,4 27б 2О 48,8 294 б 3 5О,О 583 1 1б,7 б75
24О 1 О О,О - О О,О - - - - - - - -
25О 49 13 2б,5 2б2 2О 4О,8 3ОО 3 1 33,3 1475 О О,О -
32О 27 8 29,б 422 14 51,9 4О5 3 1 33,3 498 О О,О -
4ОО 18 8 44,4 1О9 1О 55,б 192 - - - - - - -
5ОО 39 1б 41,О 228 21 53,8 244 1 1 1ОО,О б58 О О,О -
7ОО 5 2 4О,О 152 2 4О,О - - - - - - - -
8ОО 27 8 29,б 21О 9 33,3 32б 1 1 1ОО,О 232 О О,О -
1ООО 9 2 22,2 335 5 55,б 2О7 - - - - - - -
125О 5 3 бО,О 38О 4 8О,О 31О - - - - - - -
Итого: Total: 2413 519 21,5 477 б78 28,1 528 245 39 15,9 578 11 4,5 бО2
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2018
49
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
& -а 900
m га а н о 1Л s 800 700
1С X JS 600
с
Ьй 1- а> 01 500
О
\о <0 а) 400
о. а
(0 300
F
'■Р 200
X
CL eu га 100
о. о SL 0
fete
■ I
R2 = 0,86137
I I I I I I ■
15 25 30 35 50 60 80 100 125 160 200 320 500
Номинальная подача электроцентробежного насоса, м3/сут Rated pump capacity of electric submersible pump, m3/day
Наклонно-направленные скважины Controlled directional wells Горизонтальные скважины Horizontal wells — Логарифмическая (наклонно-направленные скважины) Logarithmic (controlled directional wells)
Распределение средней наработки установок электроцентробежных насосов по диапазонам номинальной производительности при их эксплуатации в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
Distribution of mean time between failures of electric submersible pump units by ranges of rated capacity during their operation in the controlled directional and horizontal wells.
ванными случаями гидроабразивного износа сопоставима. Наработка УЭЦН с номинальной производительностью более 100 м3/сут, эксплуатируемых в ННС, с зафиксированными случаями гидроабразивного износа значительно ниже наработки в ГС. Это можно объяснить тем, что при расходе жидкости более 80 м3/сут до приема насоса уже доходят самые крупные абразивные частицы диаметром 0,25 мм. Наиболее вероятной причиной большей наработки УЭЦН с номинальными подачами более 100 м3/сут в ГС является меньший по сравнению с ННС вынос крупных фракций песка из пласта и оседание части их в горизонтальном стволе. Для рассматриваемого случая, когда в добываемой из пласта АВ}~2 жидкости присутствуют в основном мелкие алевролитовые фракции, доминирующими видами износа РС являются осевой и радиальный [6]. Причем, как было показано в [6], наиболее часто имеют место случаи с несколькими видами износа одновременно. Например, осевой и радиальный износы практически всегда происходят одновременно.Какой-ли-бо закономерности в части изменения
доли осевого износа оборудования, эксплуатируемого в ННС и ГС, выявить не удалось, так как данные виды износа были зафиксированы при дефектации практически всех УЭЦН. Сложность заключается и в факте наличия в одном насосе РС с разной степенью износа, например с осевым износом более и менее 1 мм. Учитывая приведенные доказательства меньшей концентрации абразивных частиц в жидкости, добываемой из ГС, можно сделать вывод, что осевой и радиальный износы возникают в случае присутствия в добываемой жидкости мелких алевролитовых фракций песка в любых, даже самых небольших концентрациях. Не случайно зарубежными специалистами содержание абразивных частиц в добываемой жидкости более 50 мг/м считается большим. Интересным фактом, установленным в ходе исследований, является то, что односторонний износ валов насосов и РС при эксплуатации в ННС составил в среднем 13,6 % от рассмотренных случаев и только 4,5 % при эксплуатации в ГС. Можно утверждать, что на процесс одностороннего износа в большей степени влияет количество присутствующих в добывае-
мой жидкости абразивных частиц, чем величина зенитного угла в интервале подвески УЭЦН, которая в ГС намного выше среднего зенитного угла в ННС. С учетом того, что все оборудование как в ННС, так и в ГС спускается в ровный участок ствола, с темпом набора кривизны редко превышающим 2-3 мин на 10 м, фактор влияния изгиба валов на возникновение одностороннего износа нельзя полностью отрицать, но в целом можно считать менее значимым. На рисунке представлена диаграмма распределения средней наработки УЭЦН по диапазонам номинальной производительности при их эксплуатации в ННС и ГС. Представленные данные наглядно демонстрируют тренд снижения средней наработки при увеличении номинальной производительности УЭЦН, эксплуатируемых в ННС. Зависимость наработки УЭЦН, эксплуатируемых в ГС, от диапазона их номинальной производительности отсутствует.
ВЫВОДЫ
Подводя итоги сравнительного анализа проблем, вызванных присутствием абразивных частиц в добываемой жидкости при эксплуатации УЭЦН в ННС и ГС, можно сделать следующие выводы:
1) количество абразивных частиц, попадающих в оборудование при эксплуатации ГС, ниже, чем при эксплуатации ННС;
2) первой причиной меньшего выноса песка из ГС по сравнению с ННС является значительно меньшая скорость течения жидкости через призабойную зону вследствие значительно большей площади фильтрации;
3) второй причиной является гравитационное оседание наиболее крупных песчаных фракций и обломков горных пород при движении по горизонтальному участку ствола скважины. Процессу гравитационного осаждения крупных частиц песка в значительной мере способствуют достаточная протяженность горизонтальных участков, низкая скорость движения жидкости, а также низкая вязкость добываемой из пласта АВ*"2 жидкости, обусловленная низкой вязкостью нефти (1,6 мПа.с). Основной целью проведенных исследований являлась разработка прак-
50
№ 1-2 февраль 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GROUP
17-я Северо-Каспийская
Региональная выставка
Атырау Нефть и Газ
Global Oil&Gas
10-12 апреля 2018
Казахстан, г. Атырау
подробная информация:
www.oil-gas.kz
О Global Oil&Gas
Atyrau
НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ
тических рекомендации по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН для технологов цехов добычи АО «Самотлорнефтегаз», в первую очередь следующих:
1) более дорогие по стоимости и более устойчивые к гидроабразивному износу газосепараторы вихревого типа целесообразно использовать для комплектации УЭЦН, планируемых для эксплуатации в ННС;
2) более дешевые, но менее абразиво-устойчивые газосепараторы роторного типа допускается использовать для комплектации УЭЦН, планируемых для эксплуатации в ГС. При этом необходимо принимать к сведению, что с учетом выявленных фактов гидроабразивного износа РС УЭЦН риски гидроабразивного перерезания корпусов газосепараторов сохраняются и повышаются по мере увеличения расхода жидкости;
3) более дорогие насосы компрессионного типа или пакетной сборки, имеющие большую устойчивость к радиальному и осевому износу (группа НЗ по техническим требованиям ПАО «НК «Роснефть»), целесообразно использовать преимущественно в ННС. Это позволит снизить вероятность полетов УЭЦН и увеличить наработку на отказ за счет снижения радиального и осевого износов РС;
4) ГС можно эффективно эксплуатировать с применением более дешевых УЭЦН с рабочими колесами плавающего типа из материала нирезист тип 1, с промежуточными подшипниками на валу, установленными через 0,5 м (группа Н2 по техническим требованиям ПАО «НК «Роснефть»). При этом снижать степень радиальной стабилизации путем увеличения расстояния между
промежуточными подшипниками в целях минимизации вероятности полетов оборудования не следует;
5) погружные сепараторы песка (ПСП) целесообразно использовать в ННС всего диапазона дебитов. Однако по мере роста номинальной подачи насосов риски гидроабразивного перерезания корпуса ПСП увеличиваются. Необходимо разработать и испытать ПСП с повышенной стойкостью к гидроабразивному износу;
6) поскольку горизонтальный ствол скважины является своего рода гравитационным сепаратором песка, комплектация УЭЦН с номинальной подачей менее 50 м3/сут ПСП при эксплуатации ГС будет малоэффективна. С учетом того, что эффективность ПСП при работе с углом наклона 45° снижается при расходах жидкости менее 75 м3/сут, применение данных устройств целесообразно при эксплуатации в ГС УЭЦН с номинальной производительностью 80 м3/сут и выше;
7) при планировании на ГС мероприятий по увеличению отбора жидкости путем спуска УЭЦН с большей номинальной подачей, учитывая повышенный риск выноса отложившегося в горизонтальном стволе песка, следует предусматривать комплектацию ПСП. Основным показателем экономической эффективности любого проекта является значение NPV (чистая приведенная стоимость), которое главным образом зависит от полученной выручки и понесенных затрат. Обычно в качестве выручки для проекта бурения ГС определенной длины принимается добыча нефти [11]. Понесенные затраты включают затраты на строительство ГС, на обустройство
куста и на погружное оборудование. В ходе проведенного в настоящей работе анализа установлено, что для конкретного случая эксплуатации слабосце-ментированного коллектора пласта АВ*~2 Самотлорского месторождения средняя наработка на отказ УЭЦН с номинальными подачами более 60 м3/сут в ГС выше средней наработки в скважинах ННС на 26 %, что позволяет значительно сократить операционные затраты на подземный ремонт, ремонт отказавшего оборудования. Расчеты показывают, что увеличение наработки на отказ по скважинам Самотлорского месторождения с УЭЦН на 26 % увеличивает NPV проекта на 185 тыс. руб. в год на 1 скв. за счет снижения операционных затрат на подземный ремонт. При этом можно использовать оборудование меньшей стоимости, т. е. более простое по конструкции, а следовательно, более дешевое в ремонте. С учетом данного фактора увеличение NPV составляет уже 300 тыс. руб. руб/год на 1 скв. Таким образом, к описанным выше преимуществам использования ГС по сравнению с ННС можно добавить возможность снижения операционных затрат при эксплуатации слабосцементированных пластов с невысокой вязкостью нефти с применением УЭЦН. Это важное преимущество необходимо учитывать при выполнении экономических расчетов по обоснованию бурения ГС на слабосце-ментированные пласты. Все разработанные рекомендации приняты специалистами АО «Самотлорнефтегаз» к использованию в рамках реализации проекта повышения эффективности эксплуатации механизированных скважин.
Литература:
1. Кульчицкий В.В., Щебетов А.В., Гутман И.С. и др. Геонавигация геореактора для разработки залежей в нефтематеринских горных породах. К 25-летию разработки нефтяных месторождений в Западной Сибири пионерными горизонтальными скважинами // Бурение и нефть. 2015. № 11. С. 3-5.
2. Joshi S.D. Cost/Benefits of Horizontal Wells. SPE 83621 [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.joshitech.com/images/spe83621.pdf (дата обращения: 15.02.2018).
3. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. Уфа, 2004. 24 с.
4. Горобец Е.А., Аржиловский А.В., Волков И.А. и др. Разработка трудноизвлекаемых запасов пласта AB}"2 Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. № 11. С. 54-57.
5. Якимов С.Б., Каверин М.Н., Голубь И.М. и др. Исследование преимуществ эксплуатации УЭЦН в периодическом режиме на скважинах, осложненных выносом песка // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 5. С. 16-20.
6. Якимов С.Б., Ивановский В.Н., Деговцов А.В. и др. О влиянии фракционного состава абразивных частиц в добываемой жидкости на виды износа деталей электроцентробежных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 11. С. 32-40.
7. Якимов С.Б., Шпортко А.А., Шалагин Ю.Ю. О путях повышения надежности газосепараторов ЭЦН на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 1. С. 33-40.
52
№ 1-2 февраль 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PUMPS. COMPRESSORS
8. Островский В.Г., Пещеренко С.Н., Каплан А.Л. Методика моделирования гидроабразивного износа ступеней нефтяных насосов // Горное оборудование и электромеханика. 2011. № 12. С. 38-42.
9. 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.
10. Dabirian R., Mohan R.S., Shoham O., Kouba G. Solid-Particles Flow Regimes in Air/Water Stratified Flow in a Horizontal Pipeline. 2016. SPE-174960-PA [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.onepetro.org/journa1-paper/SPE-174960-PA (дата обращения: 15.02.2018).
11. Летичевский А.Е., Бадамшин Р.Р., Кукушкина О.А. Оптимизация длины горизонтальной скважины // Науч.-техн. вестник ОАО «НК «Роснефть». 2011. № 4. С. 26-30.
References:
1. Kulchitskiy V.V., Shebetov A.V., Gutman I.S., et al. Geonavigation of Georeactor to Develop Deposits in the Oil-Maternal Rocks. Burenie i neft = Drilling and Oil, 2015, No. 11, P. 3-5. (In Russian)
2. Joshi S.D. Cost/Benefits of Horizontal Wells. SPE 83621 [Electronic source]. Access mode: www.joshitech.com/images/spe83621.pdf (access date: February 15, 2018).
3. Mukminov I.R. Simulation of Oil and Gas Field Development by Horizontal Wells. Extended Abstract of Candidate of Sciences (Engineering) Dissertation. Ufa, 2004, 24 p. (In Russian)
4. Gorobets E.A., Arzhilovsky A.V., Volkov I.A., et.al. Development of Hard-to-Recover Reserves of AVJ"2, Samotlorskoye Field. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2010, No. 11, P. 54-57. (In Russian)
5. Yakimov S.B., Kaverin M.N., Golub I.M., et al. Study of ESP Advantages Operated in a Periodical Mode in the Wells Complicated by Sand Removal. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2017, No. 5, P. 16-20. (In Russian)
6. Yakimov S.B., Ivanovsky V.N., Degovtsov A.V., et al. On the Influence of the Fraction Composition of Abrasive Particles in Produced Fluid on the Wear Types of the Elements of Electric Centrifugal Pumps. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2017, No. 11, P. 32-40. (In Russian)
7. Yakimov S.B., Shportko A.A., Shalagin Yu.Yu. Ways of Improving Gas Separators Reliability Used to Protect Electric Centrifugal Pumps (ESP) in the Deposits of PJSC "NK "Rosneft". Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa = Equipment and Technologies for Oil and Gas Complex, 2017, No. 1, P. 33-39. (In Russian)
8. Ostrovskiy V.G., Pescherenko S.N., Kaplan A.L. Method of Hydro-Abrasive Wear Simulation of Centrifugal Pump Stages. Gornoe oborudovanie i elektromekhanika = Mining Equipment and Electromechanics, 2011, No. 12, P. 38-42. (In Russian)
9. 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, No. 11, P. 52-55. (In Russian)
10. Dabirian R., Mohan R.S., Shoham O., Kouba G. Solid-Particles Flow Regimes in Air/Water Stratified Flow in a Horizontal Pipeline. 2016. SPE-174960-PA [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/journa1-paper/SPE-174960-PA (access date: February 15, 2018).
11. Letichevsky A.E., Badamshin R.R., Kukyshkina O.A. Horizontal Well Length Optimization. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO "NK "Rosneft" = Scientific-Technical Bulletin of Rosneft Oil Company JSC, 2011, No. 4, P. 26-30. (In Russian)
МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
ОСВОЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ:
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД
♦ ♦ ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР»
19 АПРЕЛЯ 2018 г.
www.rpi-conferences.com
ВНЕДРЕНИЕ ИНТЕГРИРОВАННЫХ ПРОЕКТОВ
ИНТЕГРИРОВАННЫЕ ПРОЕКТЫ, КАК ИНСТРУМЕНТ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА
АНАЛИЗ КОНКРЕТНЫХ ПРИМЕРОВ ИНТЕГРИРОВАННЫХ ПРОЕКТОВ
конференция
проходит
в рамках:
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СРЕДИ СПИКЕРОВ >[ЩР8М
LJCrf^TCI-A Or^DL-irJl М UUArTUIAL/AD VJuhhB
НЕФТЕГАЗ-2018
НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ
и участников дискуссий:
ScMuntarg» П NABORS
oöiaFKM • i, ш t РНГ
^ +7 (495) 502 54 зз;+7 (495) 778 93 32 @ AKSU@RPHNC.RU (
WWW.RPi-CONFERENCES.COM
