Анализ причин низкой наработки на отказ насосного оборудования объекта с высоковязкой нефтью пермокарбоновой залежи

УШГН (установка штангового глубинного насоса) в условии нагрева пласта паром после ПЦО (пароциклической обра­ботки) работает в широком диапазоне реологических свойств флюидов и температуры среды. На начальном этапе проис­ходит добыча горячей нефтесодержащей жидкости с темпе­ратурой порядка 200 °С и вязкостью несколько десятков сПз. В этот период также отбирается вся закаченная вода, кото­рая поступила в пласт в виде пара в процессе пароцикличес­кой обработки. Через несколько месяцев эксплуатации, пос­ле остывания призабойной зоны, вязкость нефти увеличи­вается до нескольких сотен сПз. Также возрастает влияние стабильных эмульсий на свойства флюидов. Данные изме­нения приводят к росту нагрузок на насосное оборудование в процессе эксплуатации, что приводит к преждевременным отказам. Задача по обеспечению длительной эксплуатации УШГН с высокой наработкой на отказ является наиболее востребованной при данных условиях работы ГНО (глубин­но насосное оборудование). Выполнен анализ причин низ­кой наработки на отказ с использованием большого массива информации, обширной базы данных по работе УШГН. На месторождении применяется однотипное насосное оборудо­вание с изменением только диаметра плунжера в зависти от дебита. По итогам проведенного анализа определен учас­ток месторождения, где необходимо вносить существенные изменения в параметрах насоса из-за повышенной вязкос­ти нефти. В мировой практике в таких условиях используют УШГН с большей длинной хода сокращая количество хо­дов, увеличивая наработку на отказ. Опыт работы на анало­гичных месторождениях в других регионах мира указывает на необходимость использования машинного обучения для улучшения показателей насоса.

1. Гутман И. С., Руднев С. А., Саакян М. И., Даниленко А. Н., Урсегов С. О., Прокушева С. А. Зоны развития коллекторов пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения // Недропользование XXI в. 2012. № 4. С. 28–35.

2. Пастухов И. А. Ретроспектива развития разработки залежи сверхвязкой нефти Усинского месторождения // Проблемы геологии, разработки и эксплуатации месторождений, транспорта и переработки трудноизвлекаемых тяжёлых нефтей: Материалы всероссийской научно-технической конференции (с международным участием). Ухта, 2022. С. 87–91.

3. Тараскин Е. Н., Захарян А. З., Урсегов С. О. Адаптивное прогнозирование эффективности проведения геологотехнических мероприятий в скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 07. С. 20–25. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-7-20-25

4. Шмидтберг А. В. Опыт разработки пермо-карбоновой залежи сверхвязкой нефти Усинского месторождения // Сборник статей Международной научно-практической конференции. Уфа: ООО «Аэтерна», 2022. C. 135–137.

5. Кувшинов И. В., Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Комбинированная обработка скважин химическими композициями различного назначения в сочетании с термическим воздействием // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. 2019. № 4. C. 473–482.

6. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В., Стасьева Л. А., Чертенков М. В., Шкрабюк Л. С., Андреев Д. В. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. C. 26–29. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-7-26-29

7. Kalinin S.A., Morozyuk O.A., Kosterin K.S. Experimental Study of Heavy Oil Displacement by Carbon Dioxide on Carbonated Cores // Russian Oil and Gas Technical Conference SPE Oktyabr 2020. SPE-201821-MS. https://doi.org/10.2118/201821-MS

8. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В., Стасьева Л. А., Чертенков М. В., Андреев Д. В., Карманов А. Ю. Увеличение нефтеотдачи пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения физико-химическими и комплексными технологиями (обзор) // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. 2018. №4. C. 462–476.

9. Петров А. А. Анализ существующих приводов штангового глубинного насоса // Вестник магистратуры. 2018. № 4–5 (80). С. 45–48.

10. Worth D., Al-Safran E., Choudhuri A., Al-Jasmi A. Assessment of artificial lift methods for a heavy oil field in Kuwait // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 180. P. 835–843. SPE-172883-MS. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.06.012

11. Kennedy D. M., Ghareed M. M. Performance Evaluations of the Different Sucker Rod Artificial Lift Systems // SPE Symposium: Production Enhancement and Cost Optimisation held in Kuala Lumpur, Malaysia, 7-8 November 2017. SPE-189231-MS. https://doi.org/10.2118/189231-MS

12. Tian H., Deng S., Wang C., Ni X., Wang H, Liu Y, Ma M, Wei Y, Li X. A novel method for prediction of paraffin deposit in sucker rod pumping system based on CNN indicator diagram feature deep learning // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 206. 108986. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108986

13. Lv X-X., Wang H-X., Xin Z., Liu Y-X, Zhao P-C. Adaptive fault diagnosis of sucker rod pump systems based on optimal perceptron and simulation data // Petroleum Science. 2022. Vol. 19. Issue 2. P. 743–760. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2021.09.012

14. Wang X., He Y., Li F., Dou X., Wang Z., Xu H., Fu L. A Working Condition Diagnosis Model of Sucker Rod Pumping Wells Based on Big Data Deep Learning // Presented at the International Petroleum Technology Conference, Beijing, China, March 2019. IPTC-19242-MS. https://doi.org/10.2523/IPTC19242-MS

15. Peng Y. Artificial Intelligence Applied in Sucker Rod Pumping Wells: Intelligent Dynamometer Card Generation, Diagnosis, and Failure Detection Using Deep Neural Networks // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Calgary, Alberta, Canada, 30 Sep - 2 October 2019. SPE-196159-MS. https://doi.org/10.2118/196159-MS

16. Quttainah R., Mehmood F., Mesbah H., Dange A., Sierra T. Sucker Rod Pump Design Modification to Avoid Pump Floating Phenomena in Heavy-Oil, Low API Wells to Enhance the Production Rate // SPE Kuwait Oil & Gas Show and Conference held in Mishref, Kuwait, 11-14 October 2015. SPE175369-MS. https://doi.org/10.2118/175369-MS

17. AbdulHadi F., Al-Ajeel F., Sierra T, Mohamed A., Heshmat K. Improving Sucker Rod Pump Performance and Overall Production After Applying Continues Steam Injection in Heavy Oil Project-North Kuwait // SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition held in Kuwait City, Kuwait, 10-12 December 2018. SPE-193800-MS. https://doi.org/10.2118/193800-MS

18. Kennedy D. M., Ghareeb M. Ultra-Long Stroke and Intelligent Rod Pumping System for Producing Difficult Wells and/or Fluids // SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia, 17-19 October 2017. SPE187028-MS. https://doi.org/10.2118/187028-MS

19. Spivey S., O'How D. Long-Stroke Rod Pumping Systems LSPS in High-Volume Unconventional Applications // SPE Middle East Artificial Lift Conference and Exhibition held in Manama, Bahrain, 28-29 November 2018. SPE-192497-MS. https://doi.org/10.2118/192497-MS

20. Landaeta G. S., Valencia L. E. Extra-Heavy Oil Viscosity Estimation Using PVT and Geochemical Analyses: Applications at Huyapari Field, Orinoco Heavy Oil Belt, Venezuela // SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference held in Buenos Aires, Argentina, 18-19 May 2017. https://doi.org/10.2118/185495-MS