Хасанов Ильнур Галимьянович Первый заместитель генерального директора – главный инженер ООО «ЭПУ Сервис»

Действующий фонд скважин ТПП «Когалымнефтегаз» по состоянию на конец 2010 года составил 10 310 скважин. Более половины фонда эксплуатируется посредством УЭЦН, на УСШН приходится примерно 10% скважин. За 9 месяцев 2010 года на действующем фонде проведено 3 388 ТРС, в том числе на фонде скважин, оборудованных УСШН, – 970 ТРС (рис. 1).

Основной причиной отказов УСШН является истирание НКТ штангами. За 9 месяцев 2010 года по данной причине проведено 314 ТРС, что соответствует 32% общего числа ремонтов скважин с УСШН (рис. 2). Текущая НнО по скважинам, остановленным на ремонт из-за истирания НКТ, составляет 203 суток. Рост числа отказов из-за истирания НКТ штангами происходит на фоне ухудшения условий эксплуатации УСШН вследствие снижения динамического уровня и увеличения глубин спуска насосов. Так, в течение 20062010 годов средний динамический уровень снизился с 1138 до 1346 м, глубина спуска выросла с 1447 до 1650 м (рис. 3).

В результате анализа структуры отказов УСШН изза истирания НКТ было выявлено, что около 95% случаев истирание НКТ штангами происходит в нижней части колонны в интервале от 1000 м до глубины спуска насоса. Средняя обводненность добываемой продукции составляет 64%, средний динамический уровень – 1537 м при средней глубине спуска насоса 1650 м (табл. 1).

ПРИЧИНЫ ИСТИРАНИЯ НКТ

К основным причинам истирания НКТ насосными штангами относятся, во-первых, большие глубины подвесок штанговых насосов, вызывающие увеличение напряжений в колонне НКТ, рост нагрузок на ко-

лонну штанг, возникновение продольного изгиба и прижимных усилий. Во-вторых, присутствие в добываемой жидкости СО₂, который вызывает процесс углекислотной коррозии. Среднее содержание углекислого газа в добываемой жидкости составляет 65 мг/л. При понижении рН попутно добываемой воды вследствие роста концентрации СО₂ кратно повышается его агрессивность (НСО₃-), что приводит к увеличению коррозионной агрессивности добываемой жидкости. При углекислотной коррозии на внутренней поверхности НКТ образуется корка из продуктов окисления железа, при трении насосной штанги по НКТ данная корка счищается, и процесс углекислотной коррозии возобновляется.

СНИЖЕНИЕ ВЛИЯНИЯ БОЛЬШОЙ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСОК

Для снижения негативного влияния большой глубины подвески штангового насоса в ТПП «Когалымнефтегаз» проводятся испытания якоря-трубодержателя ЯТ-О-120 производства НПФ «Октябрьский пакер». Якорь-трубодержатель фиксирует низ колонны НКТ и позволяет произвести натяжение и выпрямление колонны НКТ, в связи с чем уменьшается трение между трубой и штангой. В 2009-2010 годах внедрено 32 компоновки УСШН с данными якорями, и по ним произошло 10 отказов ГНО по причине истирания НКТ штангами со средней наработкой на отказ 157 суток (наработка СШН на отказ по этим скважинам до внедрения якоря-трубодержателя составляла 187 суток). Так как истирание НКТ после внедрения якоря-трубодержателя продолжалось, то завод-изготовитель предложил внедрение дополнительного инструмента натяжения (ИН-73) колонны НКТ. При пробной эксплуатации на скважине № 678/33 Южно-Ягунского месторождения наработка на отказ УСШН составила 209 суток. Затем были внедрены еще 7 комплектов, состоящих из инструмента натяжения и якорятрубодержателя (табл. 2).

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ

Для защиты внутренней поверхности НКТ от углекислотной коррозии ОАО «ПНТЗ» и ООО «ИПЦ» по нашему заказу изготовили опытную партию трубы НКТ 73×5,5 мм с внутренними вставками из полиэтилена (ГОСТ 185992001, марка ПЭ80Б-275) (рис. 4). Для подконтрольной эксплуатации была выбрана скважина № 1578/41А Ватьеганского месторождения. В 2006-2009 годах на этой скважине произошло 5 отказов по причине истирания НКТ штангами с СНО 219 суток.

15.05.2009 г. произведен монтаж и спуск НВ1Б-38 на глубину 1340 м с установкой экспериментальных НКТ в количестве 600 м в интервале 774-1340 м. В данном интервале были установлены насосные штанги ШН19 с центраторами. УСШН отработала 143 суток со средним дебитом 18 м³/сут и обводненностью продукции 90% при среднем динамическом уровне 1230 м. 05.10.2009 г. произведен подъем ГНО для осмотра опытной партии НКТ. Визуально удалось определить, что наружная поверхность НКТ находится в состоянии нормы и не имеет видимых повреждений, было выбрано 10 НКТ интервала 900-1200 м для дальнейшего исследования в условиях трубной базы ТПП «Когалымнефтегаз». Оставшиеся 50 НКТ были повторно спущены в скважину для продолжения испытания.

При исследовании НКТ в условиях трубной базы на одной из труб (№128689) зафиксировано смещение отбортовочного стакана от торца трубы на 2 мм, на двух (№128657, 128633) – отслоение полиэтиленовой вставки от тела трубы. На оставшихся НКТ дефектов не обнаружено (за исключением отслоения краски со стаканов). Три НКТ разрезаны для осмотра внутренней поверхности полиэтиленовой вставки. При осмотре выявлены следы от возвратно-поступательного движения насосных штанг глубиной 0,3-0,5 мм, разрывов и трещин полиэтиленовой вставки не обнаружено.

Установка СШН продолжала работать до декабря 2009 года со средним дебитом 17,5 м³/сут. В декабре 2009 года дебит снизился до 11,5 м³/сут, а к концу месяца – до 2 м³/сут. Интерпретация диаграммы позволила определить наличие утечек в нагнетательном клапане СШН. Промывка ГНО водой в объеме 30 м3 положительного результата не дала. 20.01.2010 г. проведен ТРС по замене НВ1Б-38. Фактической причиной отказа СШН явились утечки из-за выработки седла нагнетательного клапана, также обнаружено засорение всасывающего клапана пластинками краски, отслоившейся от стаканов отбортовки футерованных НКТ. При осмотре поднятых футерованных НКТ обнаружена одна труба с отслоением полиэтиленовой вставки от тела НКТ. Центраторы насосных штанг были без повреждений и смещений. Поднятые НКТ и штанги были отправлены на трубную базу для очистки и дальнейшего исследования (рис. 5).

После очистки НКТ в моечной установке УМ-2 в растворе на водной основе при температуре, не превышающей 60-70°С, на всех трубах обнаружили отслоение полиэтиленовой вставки от тела НКТ. Осмотр внутренней поверхности полиэтиленовой вставки разрывов и трещин не выявил.

В целом цель испытания – защита НКТ от истирания насосными штангами достигнута, однако широкое применение метода сдерживается рядом недостатков, в частности, случаями отслоения полиэтиленовой вставки от внутренней поверхности НКТ при перепадах температуры, а также сложностью ревизии НКТ в условиях ремонтной базы.

По результатам проведенных работ мы приняли решение о продолжении подконтрольной эксплуатации футерованных труб, но с применением более стойкого к воздействию перепада температуры полиэтилена марки ПЭ-100 (рабочая температура +70°С). В начале июля 2010 года новая партия НКТ производства ОАО «ПНТЗ» с внутренней футеровкой полиэтиленовыми вставками марки ПЭ-100 была спущена в скважину № 8068/41Б Ватьеганского месторождения. По состоянию на конец 2010 года текущая наработка оборудования составляла 130 суток.