Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Истирание НКТ штангами при эксплуатации УСШН

Главная причина отказов УСШН на фонде ТПП «Когалымнефтегаз» состоит в истирании НКТ штангами, обусловленном двумя основными факторами – большими глубинами подвесок штанговых насосов и присутствием в добываемой жидкости СО2, вызывающего углекислотную коррозию. С целью снижения негативного влияния первого фактора в компании проводятся испытания якоря-трубодержателя ЯТ-О-120. Для защиты от воздействия второго фактора внедряются НКТ с внутренними полиэтиленовыми вставками.

08.02.2011 Инженерная практика №02/2011
Хасанов Ильнур Галимьянович Начальник отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Рис. 1. Распределение фонда скважин и количество текущих ремонтов по ТПП «Когалымнефтегаз» за 9 месяцев 2010 г.
Рис. 1. Распределение фонда скважин и количество текущих ремонтов по ТПП «Когалымнефтегаз» за 9 месяцев 2010 г.

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).

Рис. 2. Основные причины ремонтов скважин с УСШН за 9 месяцев 2010 г.
Рис. 2. Основные причины ремонтов скважин с УСШН за 9 месяцев 2010 г.

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).

Рис. 3. Изменение технологических параметров эксплуатации УСШН и динамика отказов, 2006-2010 гг.
Рис. 3. Изменение технологических параметров эксплуатации УСШН и динамика отказов, 2006-2010 гг.

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).

Таблица 1. Анализ отказов УСШН по причине истираний НКТ
Таблица 1. Анализ отказов УСШН по причине истираний НКТ

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.

Таблица 2. Результаты внедрения якорей-трубодержателей ЯТ-О
Таблица 2. Результаты внедрения якорей-трубодержателей ЯТ-О

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.

Рис. 4. НКТ с внутренними вставками из полиэтилена
Рис. 4. НКТ с внутренними вставками из полиэтилена

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).

Рис. 5. Результаты эксплуатации НКТ с внутренней вставкой из полиэтилена
Рис. 5. Результаты эксплуатации НКТ с внутренней вставкой из полиэтилена

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.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Ильнур Галимьянович, какая именно часть оборудования вызывает истирание внутренней поверхности НКТ?
Ильнур Хасанов: Главным образом, муфты штанг. Несмотря на то, что штанги у нас оборудованы центраторами, используемая схема наплавки центраторов до последнего времени не позволяла нам полностью защитить НКТ от истирания муфтой штанги.
Вопрос: Некоторое время назад ТПП «Урайнефтегаз» вынуждена была решать похожую проблему. Ее решением стало внедрение хвостовиков с обратным клапаном, что дало возможность приподнять СШН и тем самым избежать истирания. Не пробовали ли Вы идти по такому пути?
И.Х.: Да, у нас был опыт внедрения таких хвостовиков в 1999–2001 годах. Но из-за низких динамических уровней при эксплуатации УСШН положительного эффекта получено не было.
Вопрос: Недостатком полиэтиленового покрытия традиционно считается его отслоение под влиянием газа, что послужило отказом многих компаний от его применения. Не опасаетесь ли Вы этой проблемы?
И.Х.: В данном случае в скважину НКТ с полиэтиленовыми вставками спущены только в интервал истирания 774-1340 м, где попутный газ находится в растворенном состоянии в добываемой продукции и не должен приводить к отслоению полиэтиленового покрытия.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Предупреждение осложнений, вызванных влиянием коррозии, мехпримесей и солеотложений при эксплуатации скважин ЦДО «Варьеганнефтегаз»
Анализ внедрения новых технологий в ОАО «Самаранефтегаз»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2019

Инженерная практика

Выпуск №08/2019

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Защита внутрискважинного оборудования и трубопроводов от воздействия коррозии и других осложняющих факторовВнутрискважинные компенсаторы реактивной мощностиЦифровые тренажерные комплексы для оптимизации эксплуатации скважинГидромеханическая насадка для ликвидации гидратно-парафиновых пробок в НКТПовышение качества замеров АГЗУИнтенсификация массообменных процессов при обессоливании нефти
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2019
X Юбилейная производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2019

19-20 ноября 2019 г., г. Москва
Задача Юбилейной Конференции состоит в анализе и обмене опытом лучших практик, которые зарекомендовали себя как экономически и технически эффективные для эксплуатации осложненного фонда скважин с различными скважинными и инфраструктурными условиями. Обсуждение наилучших технологий и оборудования, показавших свою эффективность в последние годы, будет дополнено планами по реализацию мероприятий при работе с осложненным фондом в ближайшем будущем. Основной акцент в этом году буден сделан на работу с фондом, осложненным солеотложением и АСПО. Кроме того, планируется обсудить вопросы по кабельной продукции, используемой при работе на осложненном фонде. Итоги работы Конференции будут опубликованы в одном из выпусков журнала «Инженерная практика». С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию как руководителей, сотрудников управлений добычи нефти и газа, так и специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем эффективности геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин. В Конференции также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов и программного обеспечения и других заинтересованных предприятий и организаций.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

18-22 ноября 2019 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг-курс будет проводиться в рамках авторского курса С. Балянова.