Технологическое развитие
В периметре ПАО «Газпром нефть» испытание и внедрение перспективных образцов эффективных техники и технологии добычи нефти производится в рамках долгосрочной стратегии по направлению работ «Технологии добычи нефти», направленной на достижение следующих основных целевых ориентиров к 2020г.:
- Амцель по скважинам с УЭЦН гарантированная НнО 640 сут.
- Достижение значения коэффициента эксплуатации нефтяного фонда на уровне 0,98.
-
Достижение целевого забойного давления на базовом фонде скважин в соответствии с реализацией проекта «Управление базовой добычей».
- Достижение целевого значения удельного расхода газлифтного газа
-
до 630 м3/т за счет внедрения регуляторов расхода газа и давления
в ГПН-Оренбург. - Снижение удельных затрат на подъем 1 т нефти на 3 %.
Направление работ «Технологии добычи нефти» входит в состав функции «Добыча, инфраструктура и операционная деятельность» Блока разведки и добычи (БРД) Компании и является одним из ключевых процессов в ней. Область ключевых работ и направлений функции отражена на рис. 1.
РИС. 1. Область работ функции «Добыча, инфраструктура и операционная деятельность»
На основании анализа проблем в работе с механизированным фондом скважин была сформирована программа технологического развития, в основе которой представлен портфель потенциальных решений. Часть данных решений соответствует имеющимся на рынке предложениям опытного оборудования, требующего испытания в геолого-физических и климатогеографических условиях активов Компании. Эту задачу реализуют дочерние общества в рамках процедуры опытно-промышленных испытаний (ОПИ) и подконтрольной эксплуатации (ПЭ).
Новая техника/технология: это результат интеллектуальной деятельности, совокупность научно-технических знаний, технических решений, бизнес-процессов, оборудования и материалов в области геологоразведки и нефтегазодобычи, которые ранее не использовались в Компании или конкретном дочернем обществе с его уникальными климатогеографическими, геолого-физическими и другими условиями. К новым технологиям могут также относиться услуги, которые показали высокую эффективность в России и мире, но не были ранее оказаны Компании [2].
За трехлетний период в БРД Компании инициировано более 400 ОПИ и ПЭ по функции «Добыча, инфраструктура и операционная деятельность».
По результатам проведения ОПИ часть технологий признана успешной и переведена на стадию внедрения и тиражирования, другая часть – неуспешной, рекомендована к дальнейшей доработке конструкционной части и самих технических решений, остальные требуют продолжения и мониторинга со стороны дочерних обществ и дальнейшего вынесения результатов испытаний на рассмотрение научно-технического совета БРД Компании.
В силу накопления многочисленного материала на каждом из этапов проведения ОПИ и ПЭ и принятия в действие Стандарта Компании «Порядок организации работы по испытанию новых эффективных технологий Блока разведки и добычи» была реализована автоматизация данного бизнес-процесса в части разработки отдельного модуля «Система распространения знаний (СРЗ)» – «Передовые и новые технологии». Данный модуль предназначен для мониторинга и хранения структурированной информации о проводимых в Компании ОПИ и ПЭ на всех стадиях их жизненного цикла, начиная от инициации испытаний, заканчивая внедрением и тиражированием передовых и новых технологий на месторождениях Компании.
Основными целями создания модуля являются:
-
Формирование и отображение реестра проводимых ОПИ и ПЭ в БРД Компании;
-
Мониторинг проведения ОПИ и ПЭ на всех стадиях жизненного цикла;
-
Обмен опытом среди специалистов БРД Компании по испытанию и внедрению передовых и новых технологий.
В модуле реализован удобный и интуитивный интерфейс, в нем предусмотрено транслирование самой схемы бизнес-процесса проведения ОПИ и ПЭ, а также всех необходимых документов на стадиях инициации испытаний, экспертизы, проведения научно-технического совета БРД Компании, результатов проведения испытаний, а также рекомендаций по дальнейшему внедрению и тиражированию передовых и новых технологий. Пользователь в онлайн режиме легко может найти и отследить всю цепочку проведения испытаний той или иной технологии, просмотреть отдельные дочерние общества и направления деятельности в каждом из них. Также в модуле предусмотрен вывод в отдельном разделе сводной аналитической информации по количеству и качеству проводимых ОПИ и ПЭ. Таким образом, сам процесс выявления и испытания новых технологий в БРД Компании стал наиболее прозрачным и управляемым, при этом повысилась эффективность операционной деятельности каждого ДО в отдельности и БРД в целом.
Развитие модуля «Передовые и новые технологии» (ПиНТ) будет способствовать росту числа и качества предложений по испытаниям новых технологий на активах Компании, вырастет доля успешно проведенных ОПИ и ПЭ, сократятся сроки реализации испытаний за счет оперативности процессов инициирования и согласования ОПИ экспертами НТЦ и кураторами работ со стороны Корпоративного центра Компании [1].
Ключевые испытания новой техники и технологий добычи на месторождениях Компании
Испытание высокооборотных УЭЦН АКМ
В период с 2016 по 2017 гг. на юго-западной части Шингинского месторождения были успешно испытаны интеллектуальные высокооборотные насосные установки с вентильным приводом серии УЭЦН АКМ производства «Лепсе». Особенностью оборудования является его габарит по длине (в 2-2,5 раза короче аналогов), что позволяет размещать УЭЦН на глубине, недоступной стандартным УЭЦН по параметру кривизны скважины. Сокращение веса и габарита комплекта позволяет выполнять завоз оборудования авиатранспортом вместо двух комплектов стандартного оборудования до четырех комплектов малогабаритного. По результатам испытаний трех комплектов оборудования было выявлено соответствие оборудования заявленным характеристикам, снижение среднесуточного удельного потребления электроэнергии на 20 %, отсутствие отказов по вине подконтрольного оборудования в период проведения испытаний (в течение 180 суток). Также время монтажа установок АКМ в 3-4 раза меньше среднего времени монтажа серийного УЭЦН аналогичного типоразмера и напора (монтаж погружного электродвигателя, гидрозащиты и трех насосных секций, плюс время на заполнение маслом), т.к. на устье скважины комплект приходит в собранном виде.
Испытание технологии отбора газа из затрубного пространства с помощью мобильных компрессорных установок
С целью снижения забойного давления, возможности увеличения производительности глубинно-насосного оборудования и как результат увеличения добычи нефти и газа, на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и «Газпромнефть-Хантос» проведены испытания технологии откачки газа из затрубного пространства компаний «ВЕТЭК» и «ТД «АДА» соответственно. На шести подконтрольных скважинах за период испытаний (180 суток согласно программе ОПИ) был получен среднесуточный прирост 6 тн/сут, при этом на ряде скважин удалось снизить затрубное давление до 0,5-1 атм. По результатам детального анализа испытаний было установлено, что мобильные компрессорные установки могут применяться на любых скважинах с высоким затрубным давлением, но для достижения максимальной эффективности и продолжительности эффекта необходима стационарная установка на скважину или группу скважин. Переброска оборудования требует длительных подготовительных работ, трудоемкого монтажа и обвязки на кустовой площадке, что в свою очередь приводит к дополнительным финансовым и трудовым затратам. Потенциал внедрения МКУ напрямую не зависит от энергетического состояния скважины, так как при снижении коэффициента продуктивности или пластового давления, применение МКУ за счет увеличения депрессии позволит снизить темпы падения дебита и продлить постоянный режим работы. Для достижения максимальной продолжительности эффекта предпочтительно, чтобы система ППД была полностью сформирована, подтверждена высокая эффективность закачки и видна реакция на нее скважин из окружения, а компенсация отборов закачкой должна быть достаточной.
ЭЦН с колесами по технологии МИМ
Испытания электроцентробежных насосов ЭЦН WR2-4-40/160-2500-6.0 с рабочими органами, изготовленными по технологии МИМ, и вентильным электродвигателем до 6 000 об/мин производства ООО «ПК «Борец» проводились согласно утвержденной программе ОПИ на скважинах Крайнего месторождения Филиала «Газпромнефть-Муравленко», эксплуатирующих пласт Ю1, с содержанием механических примесей до 3 000 мг/л. Достижение плановой наработки на отказ 250 сут – частично выполнено (результативность 40 % от объёма внедрения), при этом предельно достигнутая наработка превысила 500 суток, что наряду с отсутствием износа разобранных ЭЦНWR2-4-40/160 свидетельствует о высоком конструктивном ресурсе УЭЦН МИМ; соответствие заявленным напорно-расходным характеристикам – выполнено. Ввиду широкого диапазона подач ЭЦН МИМ, имеется возможность эксплуатации скважин в постоянном режиме при снижении продуктивности после ГТМ. 3 из 5 подконтрольных ЭЦНWR2-4-40/160 отказали по причине конструктивных недостатков (недостаточный расширительный объем масла для работы в осложнённых условиях) и некачественных торцовых уплотнений серийной гидрозащиты 2ПБ92 производства ПК «Борец». Это указывает на необходимость комплектации ЭЦНWR2-4-40/160 специализированной гидрозащитой повышенной надёжности. Детали ЭЦНWR2-4-40/160, выполненные по технологии МИМ, не подвержены налипанию устойчивых солевых отложений, а также имеют повышенную устойчивость к абразивному и коррозионно-эрозионному износу, что подтверждено результатами разбора после работы в скважинах, осложнённых солями и механическими примесями. Внедрение ЭЦН МИМ наиболее целесообразно на скважинах, осложнённых высоким выносом механических примесей, повышенной склонностью к солеотложению, а также скважинах с нестабильным притоком, например на Крайнем м/р Филиала «Газпромнефть-Муравленко».
Испытание клапана-отсекателя
С целью снижения времени и затрат на глушение, риска кольматации призабойной зоны пласта и снижения коэффициента продуктивности, времени вывода на режим, а также повышения коэффициента эксплуатации и получение дополнительной добычи нефти, была испытана технология «Комплекс защиты пласта» компании «Комплекс». Испытания проводились на трех комплектах оборудования на скважинах Восточного участка Оренбургского НГКМ. После запуска в работу погружного оборудования отмечено снижение времени выхода на режим работы скважин относительно сложившегося времени при проведении предыдущих ремонтов на каждой из скважин, начиная с первого ремонта после установки КЗП. Время ВНР составило двое суток. Во время ремонтов скважин при опресовке и выдержке КЗП герметичность подтвердилась.
Внедрение УЭЦН 2А габарита
На месторождениях Компании, с целью достижения максимально возможного потенциала скважин и оптимизации действующего фонда скважин, а также перевода малодебитного фонда в постоянный режим работы и сокращения времени выработки запасов при неизменном КИН, было внедрено более 40 установок ЭЦН 2А габарита. Суммарный прирост составил 83 тн/сут и средний прирост на 1 скв. – 2 тн/сут. Дополнительная добыча составила свыше 27 тыс. т, при средней текущей наработке 180 сут. Фактическое снижение Рзаб составило 42 атм.
Внедрение технологии АСУ ТП «Газлифт»
Автоматическая система регулирования расхода газлифтного газа представляет собой комплекс технических средств автоматической системы управления расходом газа, предназначенный для газлифтной добычи нефти. Достигнутые критерии успешности при внедрении более 100 комплектов оборудования на ВУ ОНГКМ: стабилизация давления и расхода газлифтного газа; снижение УРГГ до 44 %; снижение внутрисменных простоев, связанных с гидратообразованием, в среднем на 80 %. Эффект от внедрения составил свыше 3 000 т/год дополнительной добычи нефти.
Технологическая стратегия
Вторая часть потенциальных решений хоть и является достаточно перспективной, но, ввиду отсутствия готовых на рынке технологий и проработанных в достаточной мере решений или ранее уже успешно испытанных прототипов оборудования, формируется в пакет проектных решений. В данном направлении работ Блок по технике и технологиям добычи нефти в «Газпромнефть НТЦ» уже несколько лет активно расширяет сферу своей деятельности и компетенции, наращивая долю внутренних НИОКР в партнерстве с широким кругом производителей оборудования, в том числе и из смежных отраслей производства.
На сегодняшний день организован процесс консолидации технологических потребностей от добывающих подразделений Компании с последующей их оценкой в рамках бизнес-кейсов с экономическим обоснованием для включения в технологическую стратегию при регулярной ее актуализации. Из полученного массива потребностей дочерних обществ, после проведения ранжирования и определения приоритета по наиболее важным направлениям, ведется поиск решения и подбор потенциального бизнес-партнера с целью дальнейшей разработки оптимального технологического решения. В результате данной работы формируется технологический проект Компании – НИОКР, выполняемый на основании проработанной проблематики и технического задания совместно с организацией, имеющей конструкторский и производственный потенциал, необходимый для реализации данного проекта. Технологический проект – проект разработки, адаптации или внедрения технологических решений, реализуемый в соответствии с заданными КПЭ, направленный на преодоление одного или нескольких технологических вызовов. Схема реализации программы технологического развития представлена на рис. 2.
РИС. 2. Система технологического менеджмента в БРД Компании
Портфель технологических проектов по направлению работ «Технологии добычи нефти»
В 2018 году специалистами Управления технологии добычи нефти (УТДН) «Газпромнефть НТЦ» ведется четыре запущенных технологических проекта.
Управляемый клапан-отсекатель для текущего ремонта скважин без операции глушения – создание автономного погружного комплекса, размещаемого над зоной перфорации скважины и способного перекрывать сообщение с пластом при помощи сигнала с устья скважины. Надежное изолирование пласта позволит сократить затраты на глушение скважины при текущем и капитальном ремонте, а также снизить потери нефти на период ремонта скважины.
Объемная насосная установка с линейным электродвигателем – создание насосной установки для малодебитного фонда скважин, сочетающей в себе преимущества УЭЦН и УШГН. Применение данной технологии позволит на малодебитном фонде скважин создать альтернативу применения УЭЦН в периодическом режиме и снизить операционный затраты.
Получение электроэнергии при утилизации попутного нефтяного газа в паровых микротурбинах низкого давления – технология выработки электроэнергии из «грязного» попутного нефтяного газа основана на сжигании предварительно отсепарированного ПНГ в паровом котле низкого давления (8-20 атм), при температуре 1 000-1 200 ⁰С по циклу Карно. Разработка мобильного комплекса для выработки электроэнергии при утилизации ПНГ позволит сократить затраты на эксплуатацию автономных объектов (разведочные скважины), а также вводимых в эксплуатацию (новые участки), где применяется генерация электроэнергии при помощи дизельных электроустановок, требующих значительного запаса дизельного топлива в период отсутствия дорожного сообщения.
Противополетное устройство для УЭЦН – разработка устройства, основанного на конструкции механических якорей для технологических пакеров с целью размещения в компоновке УЭЦН. В процессе эксплуатации при нарушении целостности НКТ данное устройство должно исключать падение на забой всей подвески НКТ с УЭЦН, сокращая при этом продолжительность ликвидации аварии.
На стадии подготовки к запуску находятся три технологических проекта:
Технология защиты погружного оборудования УЭЦН от выпадения солей в процессе эксплуатации – разработка модуля в компоновке УЭЦН, предотвращающего отложение солей на корпусе установки. Исключение образования твердых отложений на корпусе позволит снизить риск прихвата оборудования в эксплуатационной колонне, а также явления ухудшения теплообмена электродвигателя с внешней средой.
Высоконадежная система погружной телеметрии – разработка системы погружной телеметрии (СПТ) повышенной надежности в условиях высокой температуры добываемой жидкости, обеспечивающей надежную передачу данных с ресурсом не менее 700 суток. Обеспечение данных в такой продолжительный период позволит более качественно вести мониторинг режима работы УЭЦН и получать максимальный эффект добычи нефти при достижении целевого забойного давления.
Автономное устройство для удаления отложений НКТ – разработка комплекса по удалению отложений с внутренней поверхности НКТ в скважине без остановки эксплуатации путем применения устройства, перемещающегося циклически от устья скважины до выкида УЭЦН. Применение данного устройства, перемещающегося за счет собственного веса (вниз) и скорости восходящего потока (вверх) позволит сократить затраты на периодические операции по депарафинизации и снизить риск потерь нефти при снижении подачи.
Перспективы технологического развития
Обозначенные выше технологические проекты, хотя и имеют высокое значение, но потенциально решают только малую часть поставленных задач в рамках технологической стратегии БРД Компании. Фокус работ УТДН НТЦ постепенно смещается от сопровождения опытно-промышленных испытаний на месторождениях дочерних обществ к разработке технологий будущего с учетом технологических вызовов и долгосрочных программ технологического развития. В связи с чем все больше проблем будут находить глубоко проработанные ответы в виде высокотехнологичных решений – так называемые «технологические ключи» к вызовам Компании.
Литература
|
1. |
Формирование и работа Системы распространения знаний как единой информационной площадки для обмена опытом среди сотрудников Блока разведки и добычи / А.Г. Комков (ОАО «Газпром нефть»), Н.М. Катрич, М.И. Кузьмин, к.т.н., Р.Т. Мударисов, И.В. Истомина, Е.Л. Кирьянов (ООО «Газпромнефть НТЦ») // Нефтяное хозяйство, – 2015. – № 12 – С. 24-27. |
|
2. |
Стандарт Компании «Порядок организации работы по испытанию новых эффективных технологий Блока разведки и добычи». |
Авторы:
Кибирев Е.А.,
Кузьмин М.И.,
Музычук П.С,
ООО «Газпромнефть НТЦ»
