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

Итоги работы с механизированным фондом скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 годы

За период с 2012 по 2016 год механизированный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» вырос с 15 070 до 16 782 скважин. При этом фонд скважин, оборудованных УЭЦН, увеличился на 1822 единицы, тогда как фонд УШГН сократился на 110 единиц. Доля скважин, оборудованных УШГН, составляет 12% от общего механизированного фонда.

За этот же период средняя наработка на отказ по механизированному фонду достигла 674 сут, рост наработки с 2012 года составил 61 сут (или +10%). Средний показатель наработки на отказ по итогам 2016 года составляет 691 сут на фонде скважин, оборудованных УЭЦН, и 574 сут на фонде скважин, оборудованных УШГН (рис. 1).

В представленном ниже материале Вашему вниманию предлагается анализ основных причин отказа оборудования на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а также результаты применения различных методов борьбы с осложняющими факторами.

10.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Хасанов Ильнур Галимьянович Начальник отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Рис. 1. Фонд скважин и средняя наработка на отказ за 2012-2016 гг.
Рис. 1. Фонд скважин и средняя наработка на отказ за 2012-2016 гг.

По преобладающему виду осложнений весь осложненный фонд скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» можно разделить на четыре типа: солеобразующий, коррозионный и гидратообразующий фонды скважин, а также фонд скважин, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). При этом доля скважин, осложненных АСПО, в общем осложненном фонде в течение 2012-2016 годов снижается, что обусловлено естественным обводнением добываемой продукции. Однако этим же фактором обусловлен и рост коррозионного фонда скважин.

Численность солеобразующего фонда на протяжении рассматриваемого периода оставалась приблизительно на одном уровне. Изменения в большинстве случаев были связаны, с одной стороны, с исключением из солеобразующего фонда скважин с наработкой свыше 700 сут, а, с другой, – с включением в данный фонд новых скважин после выявления отложений солей при отказе.

Рост гидратообразующего фонда связан с разбуриванием юрских и ачимовских отложений, нефть которых характеризуется высоким газовым фактором (рис. 2).

Рис. 2. Осложненный фонд скважин и его структура за 2012-2016 гг.
Рис. 2. Осложненный фонд скважин и его структура за 2012-2016 гг.

Применяемые на месторождениях Общества методы борьбы с осложнениями можно разделить на две основные группы: во-первых, использование химреагентов для солеобразующего и коррозионного фондов и, во-вторых, проведение горячих обработок (ГО) и спуск механических скребков на фонде АСПО и гидратообразующем фонде.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНДА УШГН

В период с 2012 по 2016 год действующий фонд скважин, оборудованных УШГН, сократился на 110 единиц, тогда как рост наработки на отказ на данном фонде составил 82 сут, что связано как с общим уменьшением числа отказов УШГН (более чем на 35%), так и со снижением количества преждевременных отказов (рис. 3).

Рис. 3. Основные показатели эксплуатации фонда УШГН за 2012-2016 гг.
Рис. 3. Основные показатели эксплуатации фонда УШГН за 2012-2016 гг.

Причиной снижения частоты ремонтных работ стало сокращение количества отказов по причине истирания НКТ штангами. В 2010-2011 годах каждый четвертый ремонт происходил именно по данной причине. Были опробованы различные технологические методы борьбы с истиранием и в конечном счете начиная со второго полугодия 2011 года началось тиражирование технологии применения насосных штанг с большеобъемными центраторами (БОЦ). На рис. 4 представлено сопоставление динамики истирания НКТ штангами и наработки на отказ с динамикой внедрения штанг с БОЦ.

Рис. 4. Сопоставление динамики наработки УШГН на отказ и тиражирования штанг с большеобъемными центраторами
Рис. 4. Сопоставление динамики наработки УШГН на отказ и тиражирования штанг с большеобъемными центраторами

Тем не менее, несмотря на предпринятые меры, истирание НКТ штангами остается самой распространенной причиной ремонта скважин с УШГН.

АНАЛИЗ ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫХ РЕМОНТОВ УШГН ЗА 2016 ГОД

В 2016 году были зафиксированы 244 случая ремонта оборудования, не отработавшего гарантийный срок (не ОГС), то есть преждевременного ремонта оборудования (рис. 5а), из которых 90% оказались связаны с эксплуатационными причинами. При этом, как уже было сказано выше, основная часть преждевременных ремонтов УШГН была вызвана истиранием НКТ штангами (рис. 5б).

Рис. 5. Преждевременные ремонты УШГН по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.
Рис. 5. Преждевременные ремонты УШГН по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.

Вторая по величине (28%) группа отказов связана с засорением насоса и клапанных пар механическими примесями, в основном представленными продуктами коррозии, трубной окалиной и прочими засорениями, связанными с проведением спускоподъемных операций (СПО). Для удаления мехпримесей используется газопесочный якорь на приеме и верхний шламоуловитель на выкиде насоса. В отдельных случаях также применяются внутрискважинные фильтры типа ФЭС.

ПОКАЗАТЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНДА УЭЦН

За тот же период (с 2012 по 2016 год) количество отказов УЭЦН с наработкой менее 50 сут сократилось в 3,5 раза; в диапазоне наработок от 51 до 100 сут – в три раза; а в интервале от 100 до 360 сут – в 1,5 раза (рис. 6). Количество отказов с наработкой свыше 360 сут в 2012 – 2016 годах оставалось на одном уровне. Также на одном уровне в рассматриваемый период оставалась и средняя наработка оборудования в пределах каждого из перечисленных интервалов.

Рис. 6. Градация отказов скважин по наработке на отказ по фонду УЭЦН ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 гг.
Рис. 6. Градация отказов скважин по наработке на отказ по фонду УЭЦН ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 гг.

Более развернутая градация отказов скважин, оборудованных УЭЦН, в зависимости от отработанного времени представлена на рис. 7. Сплошная красная черта (691 сут) – это достигнутый показатель наработки на отказ по итогам 2016 года. Прерывистая красная черта в 1000 сут – ориентир для достижения в ближайшей перспективе. Красными столбцами обозначены преждевременные отказы УЭЦН, по которым были проведены комиссионные разборы оборудования и определены причины отказов. Серая часть столбцов – не расследованные в условиях сервисного предприятия отказы.

Рис. 7. Градация отказов скважин по наработке на отказ по фонду УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.
Рис. 7. Градация отказов скважин по наработке на отказ по фонду УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.

Всего в течение 2016 года произошли 1386 преждевременных ремонта УЭЦН, из которых около 80% пришлись на эксплуатационные причины (рис. 8а). В разрезе эксплуатационных причин (рис. 8б) видно, что четыре основные группы, на долю которых приходится 95% преждевременных ремонтов, – это коррозия оборудования (в подавляющем большинстве это коррозия НКТ); солеотложения на рабочих органах насоса; эксплуатация оборудования при снижении потенциала скважины и засорение насоса механическими примесями.

Рис. 8. Преждевременные ремонты УЭЦН на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.
Рис. 8. Преждевременные ремонты УЭЦН на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.
Рис. 9. Причины остановок отработавших более 365 суток УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.
Рис. 9. Причины остановок отработавших более 365 суток УЭЦН в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2016 г.

Также в 2016 году произошли 4324 отказа УЭЦН, отработавших гарантийный срок. Причины остановок скважин по фонду были сгруппированы в четыре основные группы (рис. 9). Самая большая часть отказов (45%) приходится на снижение изоляции в системе «ПЭД+кабель». По причинам «негерметичность НКТ» и «снижение дебита» произошли в среднем около половины всех отказов, а доля отказов по причине «клин насоса» составляет 4%.

Вместе с тем, нужно понимать, что причины остановок скважин по движению фонда не всегда отражают истинные причины отказов УЭЦН, и возможно иное распределение причин, представленное в данном случае на рисунке в виде наружного красного кольца. В качестве примера можно привести процесс отложения солей (верхняя часть диаграммы). Отложение солей на рабочих органах насоса приводит к снижению производительности последнего. При качественном постоянном мониторинге технолог диагностирует снижение дебита скважины и производит замену погружного оборудования по причине «снижения дебита».

При интенсивном процессе солеотложения или при эксплуатации малопроизводительных насосов с минимальным размером проходных каналов, а также при некачественном мониторинге работы скважин возможно возникновение механического клина насоса или отказа УЭЦН по перегреву ПЭД.Исходя из всего вышесказанного, можно выделить следующие основные мероприятия по сокращению отказов:

  • ингибиторная или физическая защита от отложений солей;
  • использование различных предвключенных устройств для защиты от засорения;
  • применение износостойких материалов для изготовления рабочих органов насосов;
  • повышение ресурса изоляции силового кабеля;
  • защита ПЭД и НКТ от коррозии.
Таблица 1. Наработка на отказ насосов с рабочими органами, изготовленными из материалов различных типов
Таблица 1. Наработка на отказ насосов с рабочими органами, изготовленными из материалов различных типов

НАДЕЖНОСТЬ МАТЕРИАЛОВ РАБОЧИХ ОРГАНОВ

По состоянию на 01 января 2017 года в работе на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» находились 1605 УЭЦН, отработавших свыше 1000 сут, что составляло 11% от действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН (рис. 10). Информация по средней наработке на отказ (СНО) данных установок приведена в таблице 1.

Рис. 10. Градация УЭЦН по текущей наработке по состоянию на 01.01.2017 года
Рис. 10. Градация УЭЦН по текущей наработке по состоянию на 01.01.2017 года

В целях сопоставления фонд УЭЦН был разбит на две группы по используемым материалам: установки с новыми и ремонтными насосами. При этом 97% ЭЦН, применяемых на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», изготовлены из одного из трех материалов: нирезиста, металлопорошка или пластика.

Статистические данные показывают, что доля отремонтированных насосов составляет около 60% от всех установок, исходя из чего можно смело утверждать, что качество проведения ремонта в условиях ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» не уступает заводской сборке, а ресурс применяемых материалов гораздо выше 1000 сут.

Рис. 11. Расслоение кабеля за 2015 и 2016 гг. в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Рис. 11. Расслоение кабеля за 2015 и 2016 гг. в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

РАССЛОЕНИЕ КАБЕЛЯ

В 2015-2016 годах были зафиксированы 75 случаев преждевременных отказов УЭЦН по причине расслоения изоляции. А среди насосов, отработавших гарантийный срок, данная проблема стала причиной отказов в 1200 случаях.

Анализ 75 выявленных и разобранных случаев не показал четкой зависимости участка отслоения кабеля от какого-либо конкретного фактора (завода-производителя, наработки, номинальной силы тока, напряжения, мощности ПЭД или динамического уровня скважины). Единственной выявленной закономерностью стало то, что в 75% случаев участок расслоения изоляции находился на расстоянии не более 50 м от кабельных сростков, из чего можно предположить, что причиной расслоения изоляции может быть нагрев контактной группы за счет местного напряжения (рис. 11).

Также на базе ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» был поставлен следующий эксперимент: проведен трехкратный замер сопротивления цельной медной жилы длиной 500 мм, после чего ее согнули пополам и провели спайку по существующей технологии (сростку двух кусочков медной трубкой с тройным обжимом на каждую сторону (верхняя фотография). Далее снова был проведен трехкратный замер сопротивления, после чего дополнительно обжали по четвертому разу и уже по принятой ранее традиции провели тоже трехкратный замер сопротивления сростки (табл. 2).

Таблица 2. Результаты эксперимента на базе ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис»
Таблица 2. Результаты эксперимента на базе ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис»

Данные отказы расследуются утвержденной предприятием комиссией, в состав которой входят представители заказчика (инженеры отдела добычи), представители отдела надежности ООО «ЛУКОЙЛ ЭПУ Сервис» как предприятия, которое проводит ремонт оборудования и сервисное обслуживание, и представители организаций, оказывающих услуги по ремонту скважин. Если преждевременный отказ проходит по заводскому оборудованию, то вызывают еще представителей заводов.

Комиссия в составе четырех человек разбирает оборудование, выясняет дефекты и принимает решение, по какой причине произошел отказ. Если в течение года на одной скважине произошли три ремонта, то такая скважина зачисляется в часто ремонтируемый фонд (ЧРФ). Специально для ЧРФ на него на территориально-производственных предприятиях разрабатываются специальные мероприятия, и при отказах стараются либо внедрить новые технологии, либо повысить эффективность применяемых: провести обработки призабойной зоны, закачать ингибиторы солеотложений и т.д., чтобы не допустить следующего преждевременного отказа.

КОРРОЗИЯ ПЭД В ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

Для анализа отбраковки погружных электродвигателей (ПЭД) по коррозии корпуса было проведено ранжирование отбракованных образцов и эксплуатируемого парка в разрезе номинальной мощности (рис. 12).

Рис. 12. Коррозия ПЭД в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Рис. 12. Коррозия ПЭД в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Это позволило выявить, что отношение количества отбракованных ПЭД к парку составляет от 0,33 до 0,79. При этом для данного показателя характерна тенденция к росту по мере увеличения номинальной мощности двигателя. Наиболее подвержены коррозии ПЭД с номинальной мощностью от 120 кВт и выше: отношение отбракованного оборудования этой категории к единице действующего парка составляет в среднем 0,59.Данное обстоятельство связано с пропорциональным увеличением объема и скорости движения жидкости в кольцевом пространстве «скважина – ПЭД» по мере повышения номинальной мощности двигателей. На основании полученных результатов с 2016 года производится закуп ПЭД с номинальной мощностью 120 кВт и выше только в коррозионно-стойком исполнении.

КОРРОЗИЯ НКТ

На месторождениях Западной Сибири, несмотря на слабую минерализацию водной фазы скважинной продукции (140 мг/л) и ее практически нейтральную реакцию, эксплуатация НКТ осложнена именно углекислотной коррозией в средах с возможным образованием осадков минеральных солей. Для сокращения числа отказов по коррозии были испытаны внутритрубные протекторы, НКТ с содержанием хрома от 1 до 3% и НКТ с внутренним полимерным покрытием. По итогам тестов было принято решение, что на скважинах с ярко выраженной коррозией будут использоваться НКТ с защитным покрытием (рис. 13).

Рис. 13. Закупка НКТ в 2012-2017 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Рис. 13. Закупка НКТ в 2012-2017 гг. по ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Ильнур Галимьянович, меня интересует вопрос, связанный с расслоением кабеля. У вас много отказов по снижению изоляции, и, как я понял, это основная проблема. Вы можете пояснить, что это такое – расслоение кабеля?
Ильнур Хасанов: Это высокий ток утечки по средней жиле, то есть кабель не проходит тест, и его отбраковывают.
Вопрос: А визуальных изменений изоляции нет? Просто ток утечки?
И.Х.: Из-за нагрева происходит деформация и отслоение изоляции от жилы. Изменение геометрии.
Вопрос: И изменение геометрии приводит к тому, что утечка увеличивается?
И.Х.: Да.
Вопрос: Скажите, пожалуйста, а какие центраторы у вас: накладные или на штанге? Как они устанавливаются?
И.Х.: Мы их наплавляем по определенной схеме. Вопрос: А сколько центраторов на одной штанге? И.Х.: На одной штанге четыре центратора.
Вопрос: И какой информацией вы обосновываетесь при внедрении штанги со скребком на скважину?
И.Х.: Мы отошли от штанг со скребком, потому что эти скребки все равно протирают НКТ.
Вопрос: То есть у вас отдельные скребки идут? Центраторы.
И.Х.: Мы не используем штанги со скребками-центраторами, мы используем большеобъемные центраторы.
Вопрос: Основа пластмассовая?
И.Х.: Основа – да. Также мы заметили, что истирания не происходит в зоне набора кривизны стволом скважины. А самое тонкое место в колонне штанг – это шток насоса. Он начинает изгибаться и протирает первую трубу.
Вопрос: А тяжелый низ вы используете?
И.Х.: Когда ставишь тяжелый низ, начинает тереться переход от штанги 3/4 на 7/8 дюйма. Все равно какое-то слабое место находится, и начинаются протертости именно в этом интервале. Поэтому мы решили просто перейти на полную компоновку с центраторами. Тем более это сделать было очень легко, и вы видите, что если посмотреть по проценту оснащения, мы с 2011-го по 2012 год его нарастили с 34 до 56%.
Вопрос: Какие основные методы используются для борьбы с гидратами? И в каких местах, интервалах обнаруживается гидратообразование?
И.Х.: Вопрос понятен. К сожалению, конкретных данных по интервалам у нас нет. А борьба ведется, в первую очередь, с помощью промывки горячей нефтью.
Вопрос: Поясните, пожалуйста, что у вас считается преждевременным отказом? А также оценивается ли предыдущая наработка этого оборудования, если уже случился преждевременный отказ, и какие меры вы применяете в этом случае?
И.Х.: Преждевременным отказом у нас считается отказ до достижения наработки 365 суток с момента физического запуска. То есть если время между физическим запуском и физической остановкой менее 365 суток, все отказы попадают в эту категорию.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Повышение эффективности химических методов удаления АСПО на скважинном оборудовании ОАО «Удмуртнефть»
Блок интеллектуализации нижнего уровня скважин – инструмент диагностики и управления добычей нефти в осложненных условиях
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.