Опыт эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
Отказы на скважинах «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» наиболее часто происходят из-за засорения насоса мехпримесями, отложения солей на рабочих органах погружного насоса, негативного влияния газа, АСПО и гидратов и механического повреждения кабеля. Для эффективной борьбы с каждым из осложняющих факторов в компании разработаны специальные меры.
![](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/06/anufriev-sergey-nikolaevich-66x94.png)
Годовая добыча нефти ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» превышает 8 млн т, действующий фонд по состоянию на конец 2010 года составил около 1900 скважин, из них 1700 эксплуатируются УЭЦН.
Среди осложняющих условий эксплуатации скважин в первую очередь следует выделить засорение насоса мехпримесями (536 скважин), отложение солей на рабочих органах погружного насоса (423 скважины), негативное влияние газа (385 скважин), отложение парафинов и гидратов в полости НКТ (610 скважин). Еще одним осложняющим фактором выступает механическое повреждение кабеля: риски повреждения погружного кабеля при СПО составляют 1255 ремонтов в год.
БОРЬБА С ЗАСОРЕНИЕМ МЕХПРИМЕСЯМИ
Для борьбы с отказами по причине засорения насоса мехпримесями используются следующие методы: применение фильтров ЖНШ; плавный вывод на режим УЭЦН с мониторингом выноса мехпримесей (КВЧ); качественная подготовка забоя скважины к спуску УЭЦН; работа с производителями по повышению надежности оборудования. Внедрение фильтров позволяет существенно снизить влияние мехпримесей, что подтверждается ростом среднего показателя наработки на отказ (рис. 1).
![Рис. 1. Результаты применения фильтров в борьбе с засорением мехпримесями](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-1.-rezultaty-primeneniya-filtrov-v-borbe-s-zasoreniem-mehprimesyami-740x253.png)
Наибольшую эффективность эти фильтры показывают на скважинах со значительным выносом проппанта: фильтр превращает проппант в мелкодисперсную среду, которая выходит на поверхность, что позволяет избежать засорения насоса. При этом фильтр не может полностью предотвратить отказ при выносе глинистых пород, происходит залипание приемной сетки фильтра, и насос останавливается из-за отсутствия подачи. В будущем компания планирует внедрение новых разработок щелевых фильтров производства ЗАО «Новомет», которые способны решить проблему залипания фильтра.
В 2005-2010 годах доля рабочих органов, изготовленных из серого чугуна, снизилась с 45 до 2,4% (рис. 2). Предполагается, что она будет снижаться и дальше за счет перехода на оборудование, изготовленное из износостойких материалов. Дело в том, что применяемый нами проппант обладает повышенной абразивностью, что, в свою очередь, обусловливает повышенный износ рабочих органов насоса.
![Рис. 2. Динамика отказов по причине засорения насоса и износа рабочих органов насоса, 2005-2010 гг.](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-2.-dinamika-otkazov-po-prichine-zasoreniya-nasosa-i-iznosa-rabochih-organov-nasosa-2005-2010-gg.-740x279.png)
БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЯМИ СОЛЕЙ
В компании нашли применение различные методы борьбы с отказами из-за отложения солей в насосе, однако не все они показали хорошие результаты, поэтому от некоторых пришлось со временем отказаться. Так, при использовании погружных скважинных контейнеров эффект продолжался около 6 месяцев, после чего постепенно сходил на нет, и скважина вновь требовала защиты, что послужило причиной отказа от применения данного метода.
Следующий метод – применение рабочих аппаратов из полимерного материала, – с одной стороны, показал хорошие результаты: отсутствие отложений солей на поверхностях рабочих органов. С другой стороны, мы столкнулись с ситуацией, когда мехпримеси, попадая внутрь насоса, приводили к полному разрушению рабочих аппаратов и отказу оборудования. Соответственно, эту методику тоже пришлось исключить из практики.
Еще одной методикой, не оправдавшей возложенных на нее ожиданий, стало применение магнитных активаторов: эффект от ее применения не соответствовал заявленному производителем.
В итоге мы остановились на закачке ингибитора через систему ППД и через устьевой дозатор (УДР). На начальном этапе мы внедряли главным образом разовую закачку ингибитора через систему ППД, затем, уточнив требования, стали закупать дозаторы и постепенно переходить к закачке через УДР. По состоянию на конец 2010 года практически вся закачка ингибитора осуществлялась посредством дозаторов. Причиной ухода от системы закачки через ППД послужили частые случаи неправильной дозировки ингибитора – его перерасход или недозакачка (и, как результат, отсутствие эффекта), которые приводили к дополнительным затратам. В отличие от закачки через ППД применение устьевого дозатора дает возможность точно рассчитать необходимое количество ингибитора с учетом особенностей той или скважины.
![Рис. 3. Внедрение устьевых дозаторов и динамика отказов по солеотложениям, 2005-2010 гг.](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-3.-vnedrenie-ustevyh-dozatorov-i-dinamika-otkazov-po-soleotlozheniyam-2005-2010-gg.-740x316.png)
Внедрение технологии закачки ингибитора позволило снизить количество отказов из-за солеотложений (рис. 3). Суммарный эффект от сокращения количества отказов при использовании УДР составил 818 949 руб/год. СНО оборудования скважин, осложненных солеотложениями, выросла со 160 до 389 суток.
С июня 2009 года параллельно с мониторингом выноса ингибитора с целью оптимизации затрат за счет остановки УДР отслеживаются скважины с большой наработкой (600 суток и более). Было остановлено 38 УДР, в том числе 27 в 2009 году и 11 – в 2010 году. 18 скважин из 38 отказали со средней наработкой 1131 сутки и с периодом без защиты 244 суток. Остальные 20 скважин по состоянию на конец 2010 года продолжали работать со средним МРП 1014 суток и периодом без защиты 136 суток.
С октября 2009 года в качестве эксперимента на 7 скважинах снижена дозировка ингибитора «Акватек 525» с 0,045 до 0,035 г/м3. В результате две скважины отказали со средней наработкой 584 суток (отложения солей не обнаружено). Остальные скважины по состоянию на конец 2010 года продолжали работать, МРП после снижения дозировки составил 315 суток.
В дальнейшем планируется продолжить остановки УДР с большой наработкой и дальнейшим мониторингом, а также увеличить количество УДР со сниженной дозировкой.
БОРЬБА С НЕГАТИВНЫМ ВЛИЯНИЕМ ГАЗА
Большинство скважин компании осложнено высоким газовым фактором: этот показатель колеблется от 300 до 1000 м3/т. Если газ попадает внутрь насоса, последний начинает работать вхолостую и выходит из строя. Для минимизации влияния газа на процесс механизированной добычи применяются мультифазные насосы МФОН производства ЗАО «Новомет», MVP Centrilift, многофазные насосы осевого потока «Посейдон»™ компании REDA. Кроме того, используются высокоэффективный газосепаратор ГН ЗАО «Новомет», термостойкие двигатели, термостойкие вставки кабельных линий. Подбор оптимального режима работы осуществляется с помощью СЧП.
Мультифазный насос, разработанный ЗАО «Новомет-Пермь», представляет собой предвключенное устройство, способное работать с содержанием свободного газа на приеме насоса до 70%. Его работа основана на сжатии ГЖС и уменьшении объема свободного газа. Насос прокачивает ГЖС через основной насос, чем предотвращает образование в нем газовых пробок, что позволяет устранить срыв подачи. ГЖС при этом не выбрасывается в затрубное пространство, а проходит через основной насос. В НКТ за счет газлифт-эффекта газ совершает полезную работу, увеличивая КПД установки. Данный насос имеет абразивостойкую конструкцию и может эксплуатироваться в скважинах с концентрацией абразива до 1000 мг/л.
Системы УЭЦН, оснащенные многолопастным мультифазным насосом MVP, могут успешно перекачивать жидкость с содержанием свободного газа до 75% (прирост добычи при этом составляет 10-15%). УЭЦН, укомплектованные системой мультифазного насоса MVP, обладают повышенной производительностью, способны перекачивать выросший за счет газа объем смеси без образования газовых пробок, а также в целом характеризуются повышенной надежностью. Они обеспечивают необходимый перепад давления, сокращают вероятность отказа системы, что ведет к увеличению потенциала добычи нефти в условиях повышенного содержания свободного газа в газожидкостной смеси.
Другой многофазный насос осевого потока – «Посейдон»™ позволяет эффективно перерабатывать в больших количествах газ, выделяющийся из раствора. Система может быть установлена либо над газосепаратором, либо над стандартным приемным модулем. Система «Посейдон» позволяет увеличить дебит и расширить область применения погружного насоса в нефтяных скважинах с большим содержанием газа, где дебит ограничен возможностью центробежного насоса работать с газом. Центробежные насосы разработаны для подачи жидкостей, поэтому при наличии большого количества газа напор снижается. При прохождении по многофазному насосу «Посейдон»™ объем газа снижается за счет компрессии. Лабораторные испытания и результаты применения на месте продемонстрировали, что «Посейдон»™ успешно работает в скважинах с объемным содержанием газа до 75%, что значительно превышает возможности обычных газодиспергаторов на 4045%. Применение системы «Посейдон» способствует ускоренному прохождению пробок в горизонтальных скважинах, улучшению характеристик ЭЦН.
В результате применения мультифазнных насосов зафиксировано снижение количества отказов по причине влияния газа на 48%, числа остановок по причине срыва подачи – на 12%. Всего на смонтированных за 2 года мультифазных насосах зафиксировано 6 отказов по причине влияния газа. Данные скважины характеризуются высоким газовым фактором (к примеру, скв. 6514 Новогоднего месторождения).
![Рис. 4. Динамика числа скважин, обрабатываемых ООО «Каскад» от АСПО, 2005-2010 гг.](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-4.-dinamika-chisla-skvazhin-obrabatyvaemyh-ooo-«kaskad»-500x273.png)
ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ И ГИДРАТОВ
Значительная часть скважин «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» расположена в зоне вечной мерзлоты, что на глубинах до 900 м создает проблемы, связанные с отложением парафинов и гидратообразованием. Длина гидратных пробок порой достигает сотен метров.
Для борьбы с АСПО и гидратообразованием мы пробовали применять разные методы: очистку фонтанного лифта механическим способом, обработку горячей нефтью, греющий кабель, химические шашки, магнитные активаторы. Последние две технологии показали низкую эффективность, поэтому от их применения пришлось отказаться. В настоящее время для защиты от АСПО используются очистка фонтанного лифта механическим способом и греющий кабель. Подрядчик самостоятельно определяет периодичность обработки каждой скважины (рис. 4). Соответственно, если скважина выходит из строя, все затраты по ее ремонту несет подрядчик.
При обработке скважин от АСПО и гидратов применяется механический скребок фрезерного типа, который позволяет эффективно производить очистку лифта НКТ от гидратов и АСПО. Диаметр очистных головок такого скребка составляет 36-58 мм, диаметр штанги (груза) – 26-33 мм.
![Рис. 5. Отказы, связанные с мехповреждениями кабеля в 2006 и 2010 гг.](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-5.-otkazy-svyazannye-s-mehpovrezhdeniyami-kabelya-500x443.png)
БОРЬБА С ОТКАЗАМИ ИЗ-ЗА МЕХАНИЧЕСКОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЯ
Еще одной распространенной причиной отказов, особенно в наклонно-направленных скважинах, служит механическое повреждение кабеля. В борьбе с отказами по этой причине важную роль играет организация производства, в частности, супервайзерский контроль СПО и претензионная работа. Также применяются протекторы и протектолайзеры.
Проблема защиты кабеля остро встала в 2005 году, с увеличением масштабов его прокладки. В 2006 году было выявлено 136 отказов УЭЦН по причине мехповреждения кабеля. Кроме того, было выявлено 118 случаев мехповреждения кабеля во время СПО при других причинах отказов УЭЦН, что приводило к значительным убыткам. Применение протекторной защиты позволило к 2010 году сократить число отказов до 43, а количество случаев мехповреждения – до 28 (рис. 5; рис. 6).
![Рис. 6. Результаты применения методов борьбы с мехповреждениями кабеля](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-6.-rezultaty-primeneniya-metodov-borby-s-mehpovrezhdeniyami-kabelya-740x339.png)
Сегодня в компании применяются протекторы различных модификаций (рис. 7). Наиболее востребованы протекторы модификаций ПК и П(КЗ) К (Ш). В их конструкции есть недостатки, связанные с возникновением дефектов при спуске в скважину. Так, при спуске протекторов кабеля модификации П(КЗ) К (Ш) с креплением створки протектора в виде защелки происходит слом последней из-за ее ненадежного соединения. При спуске протектора кабеля модификации ПК с болтовым креплением створки происходит смятие корпуса протектора с последующей развальцовкой болтового соединения.
![Рис. 7. Виды протекторов, применяемых в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»](https://glavteh.ru/wp-content/uploads/2019/07/ris.-7.-vidy-protektorov-primenyaemyh-v-oao-«gazpromneft-noyabrskneftegaz»-740x435.png)
В связи с этим было принято решение начать переход на протекторы модификации ПП. Они отличаются следующими особенностями конструкции:
- пружинные скобы и кабельный канал шириной 42 мм позволяют протектору крепить кабель УЭЦН сечением 3×16 и 3×25 мм в широком диапазоне толщин от 12,5 до 16,5 мм. Удержание обеспечивают пружинные скобы, обладающие возможностью изменять диаметр в зависимости от толщины кабеля;
- длина протектора составляет 355 мм, что позволяет обеспечить прилегание кабеля по всей длине НКТ и исключить смятие брони кабеля при облегании им муфты трубы;
- форма протектора обеспечивает минимальный внешний габарит 114 мм, что может служить техническим преимуществом в сравнении с применяемой продукцией того же назначения;
- все рабочие элементы протектора: пружинные скобы, шарнирные и замковые соединения – защищены экранными элементами и обеспечивают высокую надежность всего изделия. При сохранении геометрии протектора при эксплуатации срок его службы порядка 5-6 СПО;
- обтекаемая конфигурация протектора исключает его «зацепы» при спускоподъемных операциях об обсадную колонну даже на участках скважины, имеющих максимальную кривизну.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.