Решение задачи стабильной, безаварийной эксплуатации добывающего фонда скважин, вводимых после бурения Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

А.з. Абужаков, OOO «РН-Юганскнефтегаз»;

с.н. петренко, ООО «НК «Роснефть»- НТЦ», e-mail: snpetrenko@rn-ntc.ru

решение задачи стабильной, безаварийной эксплуатации добывающего фонда скважин, вводимых после бурения

Одним из главных приоритетов в добыче нефти в ООО «РН-Юганскнефтегаз» является ввод после бурения нового фонда скважин (далее - ВНС). Для снижения забойного давления и увеличения нефтеотдачи скважин, в соответствии с проектами на разработку, около 97% нового фонда скважин вводится в эксплуатацию с применением гидравлического разрыва пласта (далее - ГРП). В начальный период эксплуатации добывающей скважины после проведения геолого-технологических мероприятий, (далее ГТМ) ВНС с ГРП, скважина работает в неустановившемся режиме - формирование воронки депрессии, далее переходит в псевдоустановившийся режим - переходный режим эксплуатации, при котором идет уравновешивание системы пласт-скважина-насос.

В процессе перехода от неустановившегося к стабильному режиму эксплуатации, в пласте протекают процессы, связанные с уменьшением первоначального потенциала скважины. Здесь можно выделить три основных фактора, влияющих на данные процессы: формирование воронки депрессии,связанное с переходным режимом радиального притока, снижение первоначального пластового давления и кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП). При освоении скважины с применением гидравлического разрыва пласта, как и при любом ремонте скважины, происходит кольматация самих трещин ГРП, которая приводит к снижению их остаточной проницаемости. Проявление вышеперечисленных факторов напрямую влияет на качество эксплуатации каждой конкретной скважины, что зачастую выражается в недостижении технологического потенциала, работе погружного оборудования в неоптимальной зоне эксплуатации и ухудшении производительности УЭЦН,

вследствие быстрого износа его рабочих органов, вплоть до полного разрушения и отказа оборудования. Увеличение депрессии на пласт при эксплуатации новых скважин (даже при условии качественной очистки призабойной зоны) нередко сопровождается выносом аномально большого количества механических примесей

из скважины, в большинстве случаев смеси незакрепившегося проппанта и разрушенной горной породы - песка. Причем, в начальный период эксплуатации, особенно в условиях значительной и скачкообразной депрессии, возможны кратковременные, так называемые, залповые выносы механических примесей (далее - КВЧ). К проблемным скважи-

] Потенциал мЗ/сут.

■ Ож мЗ/сут

□ Номин.производ(50Гц)

□ Выполнены смены типоразмера УЭЦН.

- Отклонение от номинала ЭЦН с учетам частоты (Гц)

S Т, "b fc <5 <Ь Л <Ь °> А

Месяцы.

Рис. 1. Динамика отклонений усредненных показателей потенциала и работы оборудования на скважинах ВНС за 2009 г.

ДЛЯ КАЖДОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ!

нам также можно отнести скважины с интенсивным набором кривизны эксплуатационной колонны. Все вышеперечисленные аномалии приводят к нестабильной работе насосного оборудования.

Вследстиве ограниченности рабочего диапазона традиционные УЭЦН при изменении притока в скважине зачастую начинают работать вне зоны рабочего диапазона, в результате оборудование в лучшем случае начинает эксплуатироваться в периодическом режиме, в худшем - возникает необходимость в подъеме оборудования и замене его типоразмера,либо происходит отказ установки. За счет низкого класса износостойкости традиционно применяемых погружных насосных установок при работе с большим содержанием мехприме-сей (в том числе частиц проппанта), происходит износ рабочих органов УЭЦН, что приводит к потере напора установки либо слому одного или нескольких узлов. В результате уменьшаются объемы добычи нефти, увеличиваются затраты на спускоподъемные операции и ремонт оборудования. Динамика из-

менений технологического потенциала, незапланированных подъемов погружного оборудования и других отклонений представлена на рис. 1. Решение задачи стабильной эксплуатации нового фонда скважин условно делится на две составляющие: геологическую и технологическую. К геологической можно отнести применение инноваций и новых подходов в проведении бурения, ГРП и освоения добывающей скважины, направленных на недопущение процессов кольматации ПЗП и трещин ГРП, сокращение выноса из призабойной зоны скважины проппанта и песка и поддержание пластового давления. Технологическая составляющая - это разработка принципиально нового погружного оборудования, обладающего повышенной стойкостью к абразивному износу, имеющего широкий диапазон подач и высокий КПД. Для решения технологической составляющей, принимая во внимание целевой фонд скважин ВНС в ООО «РН - Юганскнефтегаз», совместно со специалистами профильного департамента ДНГД и КНТЦ, было подготовлено техническое

скважина №5105 гтм_внс приобское месторождение

Эксплуатация насоса на 7й день после пуска.

Скважина №5105 ПРБЭЦН-200-2360/340ст. / 2557об.мин. 43.5Гц.

5 ООО 4 ООО

5

g 3 ООО

с:

I: 2 ООО 1 ООО

О

;

:

:

11 Qnp |

200 250

Подача, мУсут

Р Рабочая область насоса, Факт Р -

[«/ -Системная кривая, Факт Р-

Р ВЕР, Факт Р-

Р -Системная кривая, Расчёт

— Расчётная РНХ, Факт

— РНХ на воде ¿13,Б Гц, Факт

— Расчётная РНК, Расчёт

Эксплуатация насоса на 4й месяц после запуска

Скважина №5105 ПРБ ЭЦН-200-2360/340ст. / 2940об.мин. 50Гц.

5 000 4 000

г

g 3 000

П:

t 2 000 1 000

О

Н Qnp |---

150 200

Подача, м-Усут

Р Рабочая область насоса, Факт № --Расчётная РНХ, Факт

Р -Системная кривая, Факт Р -РНХ на воде 50 Гц, Факт

р -- - ВЕР,Факт

Рис. 2. Изменение рабочей точки УЭЦН при переходе из неустановившегося в псевдоустановившийся режим потенциала скважины

WWW.NEFTEGAS.INFO

000 НПП «СИГМА-С», Г. САМАРА

Тел./факс: +7 (846) 931-99-24, 931-99-28 E-mail: sigma@smrk.ru www.npp-sigma-s.ru

Рис. 3. Заявленные напорно-расходные характеристики ЭЦН-МИМ 300-90-2300-6/0

задание по созданию «идеального насоса» с точки зрения технических и технологических характеристик. В нашем понимании «идеальный насос» должен отвечать следующим требованиям: при неизменном динамическом уровне 2300 м стабильно эксплуатироваться в широком диапазоне подач от 90 до 300 м3/сут. и в условиях повышенного содержания КВЧ (до 3000 мл/л). При этом приоритет отдается полнокомплектным решениям с высокооборотными вентильными погружными электродвигателями, (далее - ПЭД). Использование высокооборотных синхронных ПЭД позволяет уменьшить длину установки, что дает возможность уверенного прохождения искривленных участков скважины, тратить меньше времени на монтаж установки на устье скважины, а также снижает металлоемкость конструкции, что закономерно удешевляет изготовление, а, соответственно, и конечную стоимость УЭЦН.

Развитие высокооборотного насосного оборудования в ООО «РН - Юганскнефтегаз», а также в других дочерних обществах ОАО «НК «Роснефть» началось еще в 2006 г. Тогда были испытаны и переданы в производство первые низкодебит-ные высокооборотные УЭЦН. При оценке преимущества и недостатков данного оборудования стали очевидны конечные задачи, которые можно решить, развивая высокооборотное направление в насосостроении. Основная идея заключается в том, чтобы значительно сократить количество промежуточных типоразмеров УЭЦН,доведя в оптимальном соотношении до трех: 20-120; 90-300; 270-1000 м3/сут. На данном этапе применение износостойкого оборудования с широким диапазонам подач, наиболее актуально в скважинах с приоритетными ГТМ, когда эксплуатация скважины проходит при неустановившемся, либо псевдоустановившемся режиме работы, с неопределенным изменяющимся

потенциалом (ВНС, ВНС с ГРП, ГРП, ЗБС с ГРП, ОПЗ с СКО). Так как применение традиционного оборудования в данной группе скважин зачастую сопряжено с рядом значительных рисков - недостижение технологического потенциала, работа за правой зоной в начале эксплуатации и за левой зоной в процессе выхода на псевдоустановившийся режим (рис. 2), износ рабочих органов УЭЦН и, как следствие, ухудшение характеристик оборудования. Все эти риски, в случае их проявления, негативно влияют на увеличение конечной себестоимости нефти. В данном случае использование более дорогого оборудования, не имеющего недостатков, присутствующих у традиционно применяемого, экономически оправдано.

Первым из многочисленных производителей УЭЦН, вызвавшихся решить обозначенную проблему стабильной эксплуатации скважин ВНС, предложило свое среднедебитное и высокодебит-ное насосное оборудование (рис. 3, 4)

000 «Инновационные промышленные технологии». Они предложили на условиях опытно-промысловых испытаний ЭЦН -МИМ и заявили характеристики ЭЦН, абсолютно соответствующие выданному техническому заданию (см. таблицу).

Уникальность предлагаемого для промысловых испытаний высокооборотного насосного оборудования заключается в способе его производства. Для этого производителю насосного оборудования пришлось модернизировать инновационную МИМ технологию (Metal Injection Molding-инжекционное формование металла), и первому в российской практике изготавливать крупные детали весом до

1 кг любой пространственной сложной формы с максимальной плотностью материалов. Данная технология позволяет равномерно распределять смесь из лю-

Таблица. Заявленные характеристики оборудования ЭЦН-МИМ

параметры ЭЦН-МИМ-300-90-2300-6/0 ЭЦН-МИМ-1000/280-2300-6/0

Рабочий диапазон при Н дин-2300м (м) 80-300 280-1000

КПД при оптимальном дебите (%) 73,5 74

Максимальное содержание КВЧ (мл/л) 3000 3000

Максимальная частота вращения ЭЦН (об/мин) 6000 6000

Допустимый темп набора кривизны при спуске (гр/10м) 6 6

Допустимая кривизна в зоне подвески (гр/10м) 0,35 0,35

Допустимое содержание газа на входе в насос 60 60

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

№ 9 \\ сентябрь \ 2010

бых металлов и керамики, спекаемость которых происходит на уровне кристаллической решетки материала. В результате получается полностью однородное изделие (оборудование) с максимальной плотностью и необходимыми заданными свойствами.

Благодаря использованию технологии МИМ удалось изготовить серийную ступень ЭЦН, идеальной с точки зрения геометрии формы, а также достаточно низкой шероховатости (2,5 мкм) и высокого класса точности(максимальная погрешность составляет 8 мкм). Эти высокие технические показатели позволяют добиться максимально возможных напорно-расходных и энергетических характеристик. Например, при оптимальном дебите КПД насоса составляет около 73,5%. При подтверждении данных показателей в реальных испытаниях в конкретной скважине, данную установку можно будет отнести к разряду энергосберегающего оборудования. Принимая во внимание целевой фонд скважин под высокооборотное насосное оборудование - приоритетный фонд ВНС, для исключения риска пре-

ждевременных отказов оборудования, либо ухудшения напорно-расходных характеристик ЭЦН, влекущего за собой смену подземного оборудования в скважине, были разработаны следующие мероприятия по снижению рисков: в условиях РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина по разработанной ОАО «НК - Роснефть» единой методике проведения стендовых испытаний были организованы полномасштабные испытания ЭЦН-МИМ состоящие из двух этапов. Первый этап - проверка работоспособности насоса при различном газосодержании на входе ЭЦН. Второй - проверка на износостойкость конструкции, когда, в течение продолжительного времени насос работает с аномально высоким содержанием КВЧ - до 40 г/л, состоящих из проп-панта и кварцевого песка в пропорции 50/50%.

Испытания на максимально допустимое содержание газа проводились в форме закачки воздуха в приемное устройство насоса от компрессора, на различных частотах: 40Гц, 45Гц, 50Гц, 55Гц. Полученные параметры составили:

• при давлении на приеме 2 атм - работоспособность насоса без срыва подачи при объеме свободного газа 40%-52%.

• при давлении на приеме 4 атм - работоспособность насоса без срыва подачи при объеме свободного газа 50%-62%.

Ресурсные испытания ЭЦН - МИМ были проведены с содержанием КВЧ до 40 мг/л. По окончании испытаний износ рабочих колес составил 1,22% (что в 7,2 раза меньше, чем у лучшего из ранее испытываемых традиционных ЭЦН компрессионного типа), износ направляющих аппаратов не превысил 0,47% (что также в 8,2 раза меньше, чем у лучшего из ранее испытываемых насосов компрессионного типа). При сравнении изменения напорно-расходных характеристик до и после ресурсных испытаний было установлено, что изменения напора находятся в допустимых пределах. Падение составило 5,3% (это в десять раз лучше, чем у ранее испытываемого лучшего традиционного УЭЦН), при этом максимальный КПД установки после ре-

Разработка, поставка, ввод в эксплуатацию:

■ Установки для измерения продукции скважин

• Установки для систем поддержания пластового давления

• Установки для систем подготовки и перекачки нефти, воды и газа

• Аппаратура управления

• Изделия для бурения и запасные части к буровым насосам

• Запасные части к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ)

• Узлы учета (коммерческие и оперативные) нефти, нефтепродуктов, газа и воды

• Противопожарное оборудование 1 Котельное оборудование

' Запорная и трубопроводная арматура

Предоставляемые услуги:

1 Монтаж, пуско-нападка 1 Гарантийное и послегарантийное обслуживание ' Модернизация АГЗУ

> Техническое обслуживание

> Обработка призабойной зоны скважины бинарными смесями при помощи БДР-М

> Замер дебита скважин и расчет газового фактора месторождений при помощи ЛПИ ■АСУТП

Инженерно-строительные изыскания Проектные работы Экологические работы

www.ozna.ru

Рис. 4. Заявленные напорно расходные характеристики ЭЦН-МИМ 280-1000-2300-6/0

Р(МПа) N„ (кВт*

---. xïM^epi^v.j посла ткгыт*-е й 4 раслк

Сравнение заиелчныи на стенде иапарно-эчргетичес»« иаракчермсч«! иниии ИЗ Зв Ступеней НЭСИ4 ЭЦНМИМ5А-2ИИ1«Ю-6.0 до и гщО» ресурсны* испытаний

Рис. 5. Изменение напорно-расходных характеристик ЭЦН-МИМ после испытаний на износостойкость

сурсных испытаний снизился с 68,3 до 67,9%. У лучшего насоса, испытанного ранее, снижение КПД составляло 35% (рис. 5).

В ходе данных испытаний в качестве эксперимента на две ступени ЭЦН-МИМ было нанесено защитное полиуретано-вое покрытие, которое, на удивление, также показало высокую стойкость к износу. Хотя конечное заключение по применению защитных покрытий ЭЦН можно будет сделать только после детального изучения из остаточной стойкости в лабораторных условиях,уже сейчас можно дать предварительное заключение, что применение защитных покрытий на ступени УЭЦН может стать одним из перспективных направлений в изготовлении износостойких ЭЦН. Проведенные стендовые испытания ЭЦН-МИМ в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина на газоустойчивость и износостойкость еще раз подтвердили правильность выбранного ОАО «НК «Роснефть» направления в развитии высокооборотных УЭЦН. Их серийное применение позволит всем производителям насосного оборудования сделать еще один шаг на новую эволюционную ступень развития. В конечном итоге развитие данного направления приведет к появлению новых энергоэффективных модификаций УЭЦН, модернизированного классического и оборудования для работы с проблемными скважинами. Применение таких видов оборудования позволит решить вопрос стабильной эксплуатации осложненного фонда скважин, что, в свою очередь, даст возможность улучшить ключевые показатели производственных процессов добывающих предприятий.

Литература:

1. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации насосного оборудования для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Москва, 1999.

2. Технологический регламент по эксплуатации высокооборотных насосных установок ЭЦН МИМ 300/90-2300-6/0 ООО //«Инновационные промышленные технологии»,. М., 2010.

3. Пат. №2293217 Погружной насосный агрегат с системой принудительного охлаждения электродвигателя./Кудряшов С.И., Здольник С.Е., Литвиненко В.А. Петренко С.Н. и др. МПК F04D13/10, F04D29/58 - Опубликован БИ, 2007 г., №4.

4. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. -М., 2001. Хеманта Мукерджи. Производительность скважин. - М., 2001.

6. Результаты испытаний ЭЦН-МИМ в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, 2010г.

Ключевые слова: ввод новых скважин, гидравлический разрыв пласта, неустановившийся режим, УЭЦН, напорно-расходные характеристики, МИМ-технология, инновационное оборудование.