close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

19.Новые разработки в области механизированной добычи

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ
МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ
Часть 2
J. F. Lea, PL Tech LLC
H. W. Winkler, Texas Tech University
В статье описаны разработки, связанные со стимулированием подводной добычи, термостойкими
насосами и удалением воды из газовых скважин, вскрывших глинистые сланцы
В первой части были рассмотрены последние разработки, связанные с удалением воды из газовых
скважин, использованием гибких
труб, гидравлическими насосами и
наземными установками. Во второй
части представлены разработки,
связанные с погружными электронасосами, винтовыми, штанговыми
насосами и технологией газлифта.
Среди этих разработок следует
рассмотреть установку подводной
горизонтальной системы стимулирования добычи с погружными
электронасосами, которую планировали ввести в эксплуатацию в
первой половине 2010 г. для поддержания добычи в сверхглубоких
водах Мексиканского залива. На
другом конце Североамериканского континента разработаны новые
термостойкие системы винтового
насоса и погружного электронасоса
для нефтеносных песков Канады,
где применяется парогравитационный дренаж (steam assisted gravity
drainage – SAGD) и пароциклическое воздействие на пласт (cyclic
steam stimulation – CSS).
К разработкам, связанным с
мониторингом механизированной
эксплуатации, относится система
с доступом к сети, которая помогает проводить экспертный анализ
состояния насосной установки.
Выпускается новый многофазный
расходомер, в котором применяется привод с регулируемой частотой вращения и данные забойного
датчика и проводятся вычисления
в нейронной сети для определения
расхода в реальном времени.
К новым разработкам в газлифте относятся газлифтный клапан
высокого давления и система для
подвода газлифта к перфорационным отверстиям газовой скважины
для удаления воды. Также представ28
Рис. 1. Первая подводная горизонтальная
система стимулирования добычи для
сверхглубоких вод компании Baker Hughes
лен новый способ удаления воды с
плунжерным лифтом, который используется во вскрывших глинистый сланец хэйнесвилл скважинах
с высоким давлением.
К разработкам, связанным с
системой штанговых насосов, относятся новый штанговый насос,
который обеспечивает откачку с
более глубоких горизонтов с использованием динамометра для
контроля и изменения нормы отбора; панель управления электродвигателем, в котором имеется встроенный блок управления штанговым
насосом и система уплотнения,
предотвращающая забивку подводных насосов песком.
ПОДВОДНАЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СИСТЕМА
В этом году в сверхглубоких водах Мексиканского залива в первой
подводной горизонтальной системе стимулирования добычи с погружными электронасосами будут
установлены технологии Centrilift
XP компании Baker Hughes (рис. 1).
Два погружных электронасоса будут использоваться для максималь-
ного увеличения необходимого
давления при минимальной длине
и занимаемой площади.
Горизонтальная система стимулирования представляет собой модульный автономный контейнер с
погружным электронасосом, состоящий из горизонтальной конструкции с открытой рамой для размещения в ней двух систем погружных
электронасосов, лифтовой колонны, соединений электрических
стыковочных переводников и соединений для врезки в подводные
выкидные линии. Электроэнергия
к системе погружного электронасоса будет подаваться с помощью дистанционно управляемого аппарата.
Лифтовая колонна, связывающая
две системы погружных электронасосов, закольцована в пределах
рамы контейнера. Насосы гидравлически расположены последовательно, однако друг с другом механически не соединены. Насосы
расположены не «торец к торцу»,
а «бок о бок». Такое расположение
уменьшает длину контейнера с 200
до примерно 90 фут.
Системы погружных электронасосов включают в себя 17-ступенчатые насосы для смешанного
потока производительностью до
20 000 брл/сут. Контроль над электродвигателем первой системы погружного насоса осуществляется
комплектом датчиков Sureflo Harvest. Датчики собирают данные о
насосе, такие, например, как давление на входе, температура на входе,
температура обмотки электродвигателя и вибрация. Вторая система
погружного насоса аналогична первой системе за тем исключением,
что в ней находится два датчика,
один в нижней части электродвигателя, а другой на выкиде насоса. Первый датчик собирает те же
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
самые данные, что и комплект
датчиков в первом погружном насосе, тогда как второй датчик измеряет давление и температуру на
выкиде.
ТЕРМОСТОЙКИЕ СКВАЖИННЫЕ
НАСОСЫ
Компании R&M Energy Systems
и Baker Hughes разработали скважинные насосы, рассчитанные
на высокую температуру при разработке нефтеносных песков, где
применяются методы SAGD и CSS.
Винтовые насосы Moyno серии
HTD. Компания R&M Energy Systems приступила к выпуску нового семейства скважинных насосов
для условий высоких температур,
которые ранее не давали возможности компаниям-операторам использовать скважинные винтовые
насосы (рис. 2). В насосе Moyno
HTD350 применяется эластомерный статор, который механически
крепится к трубе статора, обеспечивая повышенную термостойкость и устойчивость к химическим реагентам. В патентованной
конструкции применяется эластомер без использования какого-либо
клеящего вещества, что исключает
риск прилипания при эксплуатации скважины с высокой температурой. Насосы можно применять
при закачке пара без необходимости поднятия статора из скважины.
Выпускаются три разных модели:
для лифтов длиной 4000, 5400 и
6000 фут при частоте вращения
100 об/мин. В насосе HTD660 применяется фирменная технология
«ротор/статор металл к металлу», в
которой отсутствует эластомерный
статор, что позволяет насосу работать при температуре в скважине
660 °F. В результате насос может работать с горячей нефтью, что происходит при применении тепловых
методов добычи SAGD и CSS. Насос
способен работать в лифте длиной
2200 фут при частоте вращения
100 об/мин с производительностью
до 1300 брл/сут.
Погружной электронасос Centrilift XP. Во втором квартале 2010 г.
компания Baker Hughes приступила к промысловым испытаниям
первого погружного электронасоса
Centrilift XP (на месторождении с
использованием технологии SAGD),
спроектированного для работы при
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Рис. 2. Винтовой насос Moyno, рассчитанный
на высокую температуру при применении
методов SAGD и CSS
температуре до 482 °F. В настоящее
время большинство операторов,
практикующих SAGD, поддерживают забойную температуру менее
392 °F в связи с ограничениями погружных электронасосов. Чтобы
поднять рабочую температуру насоса с высокой до экстремальной,
компания Baker Hughes использовала минимальное количество эластомеров, максимально увеличила
температуру подшипников, увеличила термальные допущения и повысила надежность электрической
цепи.
На каждые 50 °F увеличения
рабочей температуры срок службы изоляции уменьшается вдвое.
Следовательно, электрические характеристики изоляции должны
были быть улучшены. Данный насос успешно прошел испытания
в горячем испытательном трубопроводе, способном работать при
температуре жидкости до 572 °F
при горизонтальной ориентации
для имитации горизонтальных добывающих скважин SAGD.
СЕТЕВОЙ ДИСТАНЦИОННЫЙ
ДОСТУП
Сетевой дистанционный доступ
к скважинам дает возможность
операторам получать данные о
состоянии скважин. Сервисная
технология Lift Advisor компании
Weatheford позволяет получать информацию о состоянии при анализе
механизированной эксплуатации
для того, чтобы помочь персоналу
стать более активными. Технология
предоставляет операторам ежечасную информацию о состоянии
скважин, подробные недельные и
месячные отчеты и оценку опытного аналитика с рекомендациями
по улучшению работы скважин. В
№9 • сентябрь 2010
сервис включена настройка блока
управления, которая выполняется
при его первом применении. Скважины настраиваются дистанционно, так что достигается оптимальная настройка штангового насоса
для установочных точек откачки,
вероятной добычи, времени работы и времени простоя.
В отчеты входят данные о текущем состоянии скважин, которые показывают текущий сигнал
тревоги, длительность работы в
предыдущий и текущий день, число циклов и вероятную добычу.
Данная информация обновляется
каждый час и может быть доступна
в сети Интернет. Каждое утро отчет в виде «моментального снимка
скважины» дает представление
о работе скважины. В этот отчет
входят снятые на поверхности и в
скважине динамограммы, установочные точки блока управления
штангового насоса, время цикла и
последние семь суток времени работы в сравнении со штатной работой. В месячном отчете указывается
длительность работы, число циклов
и вероятная добыча для каждых суток предыдущего месяца. Это дает
возможность определять тенденцию и придерживаться средних
месячных данных. При насосной
эксплуатации добавляются скважинные динамограммы, устьевые
и скважинные данные, текущие
рабочие параметры и экономический анализ потребления энергии.
В качестве дополнительной опции к
конкретным скважинам может выполняться скважинный анализ.
ГАЗЛИФТНЫЙ КЛАПАН
С БАРЬЕРОМ БЕЗОПАСНОСТИ
Компания Schlumberger улучшила характеристики безопасности своей газлифтной системы
высокого давления XLift, разработав семейство клапанов, которые
можно применять в качестве барьера безопасности (рис. 3). Клапаны
выдержали требования компании
Statoil к оборудованию для заканчивания скважин. На выбор предлагается четыре разных клапана
для конкретных условий применения. Система XLift обеспечивает
закачку больших объемов газа для
подъема нефти и при этом создает
более безопасный барьер давления
в кольцевом пространстве между
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
перфорированными интервалами, низким забойным давлением
или низкой производительностью.
В системе используется энергия
скважины для удаления скопления
обсадной и лифжидкости, которая не зависит от
товой колоннами.
управления с поверхности (рис. 4).
В системе также
Переводники с регуляторами давприменяется заления равномерно расставляются
порный клапан обниже эксплуатационного пакера,
ратного течения,
вдоль хвостовой части лифтовой
который снижает
колонны и вдоль перфорированных
риск миграции
интервалов скважины.
углеводородов в
При эксплуатации скважины,
кольцевое прокак пластовый газ, так и жидкость
странство и раборано или поздно скапливаются ниже
тает согласованно
пакера в кольцевом пространстве
с эксплуатационмежду хвостовой трубой и эксплуаным пакером и со
тационной обсадной колонной. По
скважинным премере скопления захваченного газа
дохранительным
и жидкости газ поднимается выше
клапаном, образуя УДАЛЕНИЕ ВОДЫ ИЗ ГАЗОВЫХ жидкости, медленно повышая давпервичный барьер СКВАЖИН
ление, прежде чем продвинуться в
для контроля скваПредставлены две технологии направлении регулятора давления
жины. Система удаления воды. Одна касается уда- внутри переводника. Переводник
XLift может также ления воды из газовых скважин с обеспечивает прямое сообщение
обеспечивать ба- протяженными перфорирован- давления захваченного газа с рерьер безопасности ными интервалами и низким за- гулятором внутреннего давления.
в остановленной бойным давлением. Другая техно- При прохождении газа в регулятор
скважине. Запор- логия относится к использованию давления он направляет газ напряный клапан систе- уже имеющегося оборудования в мую в лифтовую колонну, облегчая
мы имеет рабочее давление 10 тыс. новых условиях для газа высокого течение добываемых флюидов внуфунт/дюйм2 и рассчитан на темпе- давления, характерного для сква- три колонны, уменьшая давление в
ратуру 350 °F. Газлифтную систему жин, пробуренных на глинистый колонне и, следовательно, облегчая
можно разместить в боковом кар- сланец хэйнесвилл.
течение газа в скважину. Это в свою
мане (при начальном заканчивании
Удаление воды из протяжен- очередь запускает процесс удаления
скважины) или же на канате.
ных перфорированных интерва- скопления жидкости ниже пакера
лов. Компания Altec разработала и вдоль перфорированных зон в
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР систему оптимизации газа для скважине. В зависимости от длины
Несмотря на преимущества, уменьшения скопления жидко- перфорированных зон вдоль лифкоторые приносят измерения рас- сти в скважинах с протяженными товой колонны можно расставить
хода в реальном времени
дополнительные перевона месторождении, где
дники, обеспечивая более
эксплуатируются поглубокие точки ввода газа
Лифтовая колонна
гружные электронасосы,
и, следовательно, дополниЭксплуатационная
многофазные расходометельный отбор скопления
обсадная колонна
Газлифтная система
ры применяются редко.
жидкости ниже пакера.
Имеющиеся расходомеры
Более глубокие точки ввоЭксплуатационный
стоят дорого, часто более
да газа также создают бопакер
Захваченный пластовый газ
100 000 долл., поэтому опелее низкое «динамическое
Хвостовая труба
раторы обычно применязабойное» давление, тем
ют многофазный расхосамым максимально повыдомер на группе скважин
шая депрессию в скважиРегулятор
Приток из пласта
или на всем месторождене и ее дебит. В результате
в скважину
нии, что снижает эффекскважина может самостотивность сбора данных.
ятельно фонтанировать
Конец лифтовой
Некоторые турбинные
более длительный период
колонны
Уровень жидкости
расходомеры могут иметь
времени без ремонта. На
точность измерения до
сегодняшний день на тер0,1 %, однако эти системы
ритории США данная сиплохо работают со смесью Рис. 4. Система оптимизации газа компании Altec, уменьшающая стема работает более чем
жидкостей или свободным скопление жидкости в протяженных перфорированных интервалах в 40 скважинах.
Рис. 3. Газлифтный клапан компании Schlumberger, выполняющий
функции барьера
безопасности
30
газом. Компания Baker Hughes разработала доступный по стоимости
многофазный расходомер Centrilift
Neuraflow, в котором применяется
технология скважинных измерений и нейронная сеть для вычисления расхода в реальном времени.
Устройство принимает исходные
данные от привода с переменной
частотой вращения и скважинных/
поверхностных датчиков, включая
давление на входе насоса, давление
на выкиде насоса, давление в НКТ
и частоту вращения для вычисления расхода на основе известных
свойств пласта и флюидов. Многофазный расходомер при правильной калибровке продемонстрировал точность измерения примерно
90 % и выше.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
Дебит, брл/сут
Плунжерный лифт для
глубокой добычи в тяжеудаления воды из сквалых условиях работы с
жин. По мере снижения
максимальной нагрузкой
добычи и скопления жидна полированный шток
кости операторы, разра40 000 фунт при длине
батывающие глинистый
хода 192″, создав модель,
сланец хэйнесвилл, расприводимую в действие
Установлен плунжер
сматривают механизидавлением газа и не трерованную эксплуатацию
бующую электроэнергии
для удаления воды из сво(рис. 6). К особенностям
их скважин. Продукция
работы относится кнобольшинства скважин на
почное управление. Насосевере Луизианы постусные установки измеряпает в высоконапорный
ют нагрузки на скважине
трубопровод, давление
при пуске и непрерывно
Время
в котором превышает
самонастраиваются на
100 фунт/дюйм2. В этом
изменения уровня жидко5. Плунжерный лифт является эффективным средством
случае плунжерный лифт Рис.
удаления воды из газовых скважин, вскрывших глинистый сланец сти в скважине. Имеется
обычно не рассматривает- хэйнесвилл
встроенный динамометр
ся как предпочтительный
для контроля и изменеметод механизированной
ния дебита. Электронное
эксплуатации, однако
устройство автоматически
первые результаты были
вычисляет вероятную домногообещающими. Еще
бычу на основе данных наодним позитивным факсоса. В штанговом насосе
тором является то, что доприменяется энергосберебыча флюидов находилась
гающая самоуравновешив нормальном диапазоне
вающаяся технология для
для типового плунжерного
сбора энергии при ходе
лифта и обычно составлявниз, потребляя лишь пола менее 20 брл/сут.
ловину электроэнергии,
В условиях, когда в
пропана или природнобольшинстве скважин трего газа типового станкабуется установка пакера на
качалки. Выпускается
глубине около 10 500 фут
«сверхтихая» модель для
(для скважин с фактичегородских кварталов.
ской вертикальной глубиной примерно 11 000 фут Рис. 6. В штанговой насосной установке для тяжелых условий «ЗЕЛЕНЫЙ»
и измеренной глубиной работы компании Microlift применяется динамометр для контроля БАЛАНСИРНЫЙ
примерно 15 000 фут) и регулирования дебита
ГАЗОВЫЙ
в связи с коррозионной
КОМПРЕССОР
средой, большинство колонн НКТ
Балансирный газовый компресспускают в вертикальный интервал
сор (рис. 7) от компании Permian
скважины, тем самым делая плунProduction Equipment Inc. в Мидлэнд
жерный лифт похожим на тради(шт. Техас) спроектирован для замеционную скважину. Основная
ны газомоторного винтового компроблема при этом заключается в
прессора, который может являться
недопущении выхода жидкости из
источником значительного шума и
конца колонны НКТ в случае оставыбросов парниковых газов. Недавновки скважины и направлении ее
ним примером является винтовой
в горизонтальный участок ствола.
компрессор, который работал окоНаилучших результатов добиваютло «чувствительной к шуму» фермы
ся при использовании плунжеров, Рис. 7. Балансирный газовый компрессор по разведению форели. Скважину
которые не требуют остановки может увеличивать добычу нефти или газа без приходилось выводить из эксплуадополнительного шума или выбросов газа
скважины. Это обеспечивает повытации в сезон разведения форели,
шение добычи с 10 до 20 % с перво- потребуется использование всасы- при этом терялось более 8 брл/сут
начальной добычей до установки вающего клапана.
нефти и попутный газ.
плунжеров 1–1,5 млн фут3/сут
Компрессор используется в
(рис. 5). По мере того, как добыча ШТАНГОВЫЙ НАСОС ДЛЯ
газовых скважинах, эксплуатипродолжает снижаться и требуется ТЯЖЕЛЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ
рующихся штанговыми насосами,
остановка скважины для успешной
Компания Microlift расширила для увеличения добычи и сбыта
эксплуатации плунжерного лифта, модельный ряд насосов для более газа путем всасывания добывае-
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№9 • сентябрь 2010
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
World Oil: ДОБЫЧА
крыты, обеспечена блокировка и
установка предупредительных табличек для контроля электропитания во время технического обслуживания.
Рис. 8. Панель управления электродвигателем
компании Lufkin Automation может быть
встроена в блок управления штангового
насоса
мого газа в обсадную колонну и в
выкидную линию, что уменьшает газовые пробки в скважинном
насосе. Компрессор можно устанавливать в нефтяных скважинах
для уменьшения противодавления,
вызываемого производственными
установками, и давлением в линии
сбыта газа. Компрессор приводится
в действие перемещением балансира насосной установки. Система всасывает добываемый газ из
обсадной колонны через обратные
клапаны и нагнетает его в выкидную линию. Газ соединяется с газом
из колонны НКТ и поступает в сепаратор и/или в линию сбыта газа.
Размер компрессора подбирается в
зависимости от мощности насосов,
добычи и окружающей среды.
Компрессор не создает шума,
превышающего шума станкакачалки не производит выбросов
и, следовательно, нет необходимости увеличивать «площадь», занимаемую скважиной. Во многих
случаях, если используются традиционные способы сжатия, размер
занимаемой площади можно действительно уменьшить, перейдя на
данный компрессор.
Рис. 9. Система уплотнения, предотвращающая забивку подводных насосов
песком компании Harbison-Fischer, не дает
возможности частицам ухудшать работу
нижнего крепления
ВСТРОЕННАЯ ПАНЕЛЬ
УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕМ
Компания Lufkin Automation
разработала новую панель управления электродвигателем для
штанговых насосов (рис. 8). Стандартная модель имеет проводку для
любого блока управления штанговым насосом, облегчающую соединения. Дополнительная модель
имеет блок управления штанговым
насосом, встроенный в установку.
В блоке управления применяются патентованные алгоритмы для
вычисления скважинной динамограммы при каждом ходе станкакачалки. Операторы могут сэкономить на стоимости монтажа обеих
моделей, установив новую панель
управления электродвигателем в
блок управления штанговым насосом.
Помимо экономии затрат на
монтаж и техническое обслуживание, панель управления электродвигателем отличается наличием
нескольких механизмов безопасности. Обе модели безопасны, при
этом все соединения проводки за-
СИСТЕМА УПЛОТНЕНИЯ,
ПРЕДОТВРАЩАЮЩАЯ
ЗАБИВКУ ПЕСКОМ
Компания Harbison-Fischer предлагает новую систему уплотнения,
предотвращающую забивку подводных насосов песком, которая
снижает возможную опасность
прихвата в колонне НКТ из-за скопления частиц песка выше нижнего
крепления (рис. 9).
Перевел С. Сорокин
James F. Lea (Дж. Ф. Ли) преподает на курсах по механизированной эксплуатации
и добыче в Petriskills. Имеет
степени бакалавра и магистра
по механике, полученные в
Университете Арканзаса, и
диплом инженера-механика,
полученный в Южном методистском университете. Работал в Sun Oil инженером-исследователем в 1970–
1975 гг., преподавал в Университете Арканзаса
в 1975–1978 гг., был руководителем группы
по оптимизации добычи и механизированной
эксплуатации в Amoco EPTG в 1979–1999 гг.
и занимал должность руководителя факультета
технологии добычи нефти в Техасском технологическом университете в 1999–2006 гг.
Herald W. Winkler (Х. У. Уинклер), бывший руководитель,
а сейчас заслуженный профессор в отставке и научный консультант факультета
технологии добычи нефти в
Техасском технологическом
университете в Лаббок, шт.
Техас. В настоящее время
оказывает консультационные
услуги по механизированной эксплуатации; специализируется в газлифте
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Компания Coastal Energy выполнила бурение поисковоразведочной скважины Songkhla B-01 на блоке G5/43 в Сиамском (Таиландском) заливе и вскрыла нефтеносные пески
в толще нижнеолигоценовых отложений. Скважина, полная
измеренная глубина которой по стволу скважины составляет
9050 фут, вскрыла эродированную ловушку в толще отложений нижнеолигоценового возраста, в результате чего удалось провести каротажные исследования в пределах только
10-футового (3-метрового) интервала продуктивного пласта.
Компания планирует временно приостановить все работы
на скважине и возобновить их в зависимости от промышленной значимости возможных открытий на разведочной
площади Сонгкхла-Б.
32
Компания Exxon Mobil Exploration&Production Philippines
сделала открытие запасов углеводородов на глубинах около
16 000 фут в глубоководной области вблизи островов TaвиТави у побережья Минданао, Филиппины. Exxon заявила, что
может понадобиться около 8–10 лет для того, чтобы уточнить
природу и особенности геометрии предполагаемых запасов.
Компания Maersk Oil&Gas, пробурив поисково-разведочную
скважину Luke-1X в датском секторе Северного моря, сделала открытие запасов газа и конденсата. Скважина, фактическая вертикальная глубина которой составляет 15 000 фут,
глубина моря в точке бурения равна 131 фут, расположена к
востоку от площади газоконденсатного месторождения Элли
и передана компании в единоличную концессию.
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
№9 • сентябрь 2010
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Документ
Категория
Другое
Просмотров
32
Размер файла
2 008 Кб
Теги
разработка, механизированных, области, новый, добычи
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа