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

Анализ эффективности применения различных методов защиты ГНО скважин осложненного фонда ООО «РН-Пурнефтегаз»

ООО «РН-Пурнефтегаз» сталкивается с отказами глубинно-насосного оборудования (ГНО) на фонде скважин, оборудованных УЭЦН, по причине воздействия основных осложняющих эксплуатацию факторов, включая повышенный вынос мехпримесей из пласта вследствие техногенного воздействия, коррозию НКТ и элементов подвески, солеотложения, АСПО и высокое содержание свободного газа на приме погружных насосов.

Для защиты ГНО от указанных видов осложнений в Компании применяются различные технологии и оборудование, в том числе устьевые дозаторы для закачки ингибиторов коррозии и солеотложений, верхние шламоуловители, НКТ в коррозионно-стойком исполнении, высоконапорные ЭЦН и др. В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен анализ эффективности внедрения как перечисленных выше, так и других способов борьбы с осложняющими факторами, а также приведены данные по улучшению ключевых показателей (МРП  и СНО) работы скважин осложненного фонда.

24.10.2017 Инженерная практика №08/2017
Стецюк Илья Александрович Ведущий специалист отдела по работе с малодебитным фондом УДНГиГК ООО «РН-Пурнефтегаз»

Рис. 1. Структура осложненного фонда ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 1. Структура осложненного фонда ООО «РН-Пурнефтегаз»

Негативное воздействие на эксплуатацию большинства скважин осложненного фонда ООО «РН-Пурнефтегаз» оказывают одновременно несколько видов осложняющих факторов. К таковым в большинстве случаев относятся углекислотная коррозия, выпадение солей и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), вынос механических примесей и высокое содержание свободного газа на приеме ГНО (рис. 1, таблица).

Таблица 1. Матрица осложнений на фонде ООО «РН-Пурнефтегаз»
Таблица 1. Матрица осложнений на фонде ООО «РН-Пурнефтегаз»

Если рассматривать осложняющие факторы по отдельности, то наибольшую долю в структуре осложненного фонда  занимают скважины, эксплуатация которых осложнена повышенным содержанием свободного газа (773 скважин, или 38% фонда), далее с большим отрывом следуют скважины, осложненные АСПО и выносом мехпримесей – 370 и 369 соответственно (по 18%). Эксплуатация 252 скважин фонда (13%) осложнена выпадением солей.

В результате выполнения мероприятий по борьбе с осложнениями за последние два года нам удалось заметно улучшить ключевые показатели работы оборудованных УЭЦН скважин осложненного фонда. Межремонтный период работы (МРП) погружных скважинных установок увеличился на 140 сут, средняя наработка на отказ (СНО) – на 65 суток (рис. 2).

Рис. 2. Показатели МРП и СНО на фонде скважин, оборудованных УЭЦН
Рис. 2. Показатели МРП и СНО на фонде скважин, оборудованных УЭЦН

В период 2014-2016 годов существенно сократилось число преждевременных отказов ГНО. Так, число отказов по причине засорения рабочих органов УЭЦН мехпримесями сократилось со 141 до 118, по причине солеотложения – с 52 до 41, коррозии НКТ и элементов подвески – со 199 до 61, АСПО – с 8  до 2 (рис. 3).

Рис. 3. Распределение причин отказов ГНО в скважинах осложненного фонда в 2014-2016 гг.
Рис. 3. Распределение причин отказов ГНО в скважинах осложненного фонда в 2014-2016 гг.

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ГНО ОТ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ

В качестве основного способа защиты ГНО от солеотложений в ООО «РН-Пурнефтегаз» применяются постоянная закачка ингибиторов солеотложений в затрубное пространство с помощью устьевых дозаторов (УДЭ), закачка ингибиторов в пласт под давлением (технология SQUEEZE), а также проведение кислотных обработок с добавлением оксиэтилидендифосфорной кислоты (ОЭДФК).

В настоящее время УДЭ применяются на 212 скважинах осложненного фонда. За все время использования метода зафиксированы 17 отказов ГНО по причине отложения солей. Средняя наработка отказавших УЭЦН составила 136 суток.

Технология SQUEEZE применялась на 11 скважинах фонда, ни одного случая отказа УЭЦН на момент подготовки статьи выявлено не было. Кислотные обработки с добавлением ОЭДФК проводились в 40 скважинах. Зафиксированы пять случаев отказа УЭЦН со средней наработкой 111 суток.

В целом общая эффективность применения указанных технологий на защищаемом солевом фонде составляет – 92,4%. На 2017 год запланировано опережающее внедрение УДЭ на скважинах с потенциально возможным выпадением солей, вводимых после выполнения геолого-технических мероприятий (ГТМ).

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ГНО ОТ КОРРОЗИИ

Приоритетные мероприятия по защите УЭЦН от коррозии включают применение УДЭ для закачки ингибиторов, использование НКТ с 13%-ным содержанием хрома и НКТ с внутренним полимерным покрытием, а также погружных электродвигателей (ПЭД) и гидрозащит (ГЗ) с высокоскоростным газопламенным напылением.

По состоянию на январь 2017 года на скважинах коррозионного фонда в эксплуатации находились 67 дозаторов для закачки ингибиторов коррозии. Эффективность применения технологии составляет 86,6% (отказы зафиксированы в девяти скважинах из 67, СНО – 123 суток).

Все скважины, в которых используются легированные хромом НКТ (45 ед.) и НКТ с защитным полимерным покрытием (11 ед.) на момент подготовки материала оставались в эксплуатации. Таким образом, в обоих случаях эффективность применения технологии составляет 100%. Здесь же отметим, что в результате массового внедрения НКТ в коррозионно-стойком исполнении (КСИ) в 2014 году количество отказов по причине «коррозия НКТ» снизилось со 194 до 61 (рис. 4).

Рис. 4. Динамика внедрения НКТ в коррозионно-стойком исполнении и отказов по причине «коррозия НКТ»Рис. 4. Динамика внедрения НКТ в коррозионно-стойком исполнении и отказов по причине «коррозия НКТ»
Рис. 4. Динамика внедрения НКТ в коррозионно-стойком исполнении и отказов по причине «коррозия НКТ»

В 80 скважинах, в которых применяются УЭЦН с ПЭД и ГЗ с газопламенным напылением, отказы по причине коррозии произошли всего в двух случаях. При этом средняя наработка отказавших УЭЦН составила 202 суток. Эффективность данного метода защиты оценивается в 97,5%.

Что касается общей эффективности применения перечисленных способов антикоррозионной защиты, то на сегодняшний день она составляет 92,7%.

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ГНО ОТ ЗАСОРЕНИЯ МЕХПРИМЕСЯМИ

Для защиты УЭЦН от засорения мехпримесями мы используем технологию крепления призабойной зоны пласта (ПЗП), а также специальные виды оборудования, включая верхние шламоуловители (ВШУ) и высоконапорные погружные насосы с увеличенным напором на низких частотах вращения (35-40 Гц). На момент подготовки настоящего материала эффективность применения указанных методов составляет соответственно 95,7, 81,3 и 81,4%. ВШУ установлены в 209 скважинах (39 отказов по причине засорения мехпримесями, СНО – 158 сут), еще 70 скважин фонда оснащены высоконапорными насосами (13 отказов, СНО – 158 сут). Прирост СНО после внедрения высоконапорных ЭЦН составил в среднем 125 суток (рис. 5).

Рис. 5. Сравнительный анализ параметров до и после внедрения высоконапорных ЭЦН
Рис. 5. Сравнительный анализ параметров до и после внедрения высоконапорных ЭЦН

Из 42 скважин, в которых применялась технология крепления ПЗП, пока отказали две (СНО – 107 суток). Таким образом, общая эффективность применяемых в ООО «РН-Пурнефтегаз» методов защиты от мехпримесей составляет 82,9%.

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ГНО ОТ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ ГАЗА

По состоянию на январь 2017 года на фонде, осложненном высоким газовым фактором (ВГф), в эксплуатации находятся 752 скважины, оборудованные газосепараторами. Эффективность применения технологии составляет 98% (15 отказов за скользящий год, СНО – 144 суток).

Мультифазными насосами оборудованы 16 скважин, а эффективность использования технологии составляет 71,8% (четыре отказа, СНО – 284 суток).

В целом общая эффективность применения оборудования на защищаемом от ВГф фонде скважин составляет 97,5%.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Удаленный мониторинг и автоматизация работы установок дозированной подачи реагента
Концепция и результаты «новой стратегии» ОАО «Томскнефть» ВНК по повышению эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин
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
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 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 г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.