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

Комплексный подход к эксплуатации осложненного фонда скважин как инструмент достижения цели. Концепция

В связи с ростом действующего фонда скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» и увеличением себестоимости добываемой нефти в условиях падающей выручки снижение затрат на эксплуатацию механизированного фонда становится все более актуальной задачей. Приоритетное направление – увеличение межремонтного периода (МРП) работы скважин, эксплуатируемых в осложненных условиях. К основным осложняющим добычу факторам в настоящее время относятся вынос мехпримесей (23% скважин), коррозионно-эрозионный износ, высокий газовый фактор (35%), АСПО (до 18%), солеотложения и гидратообразование. При этом структура осложнений эксплуатации 80% скважин носит смешанный характер.

В этой связи в ООО «РН-Пурнефтегаз» реализуется комплексный подход к работе с осложненным фондом, включающий испытания, оценку и внедрение наиболее эффективных технологий, и позволивший за прошедшие несколько лет существенно улучшить ключевые показатели эксплуатации данной категории скважин.

16.12.2015 Инженерная практика №12/2015
Сахнов Роман Васильевич Начальник отдела по работе с механизированным фондом скважин УДНГиГК – главный технолог ООО «РН-Пурнефтегаз»

КОРРОЗИОННО-ЭРОЗИОННЫЙ ИЗНОС

Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 2. Распределение причин отказов УЭЦН, связанных с осложняющими факторами в 2014 г.
Рис. 2. Распределение причин отказов УЭЦН,
связанных с осложняющими факторами в 2014 г.

Несмотря на небольшую долю скважин, осложненных коррозией и эрозией (рис. 1), эта категория осложненного фонда существенно влияет на общую картину преждевременных отказов скважин предприятия (рис. 2). Так, в 2014 году на коррозию НКТ и УЭЦН пришлось 49% всех преждевременных отказов скважин. И здесь важно подчеркнуть, что высокий процент отказов по причине коррозии обусловлен не только и даже не столько углекислотной коррозией как таковой, сколько эрозионным износом рабочих поверхностей НКТ и ЭЦН пластовым песком, значительно ускоряющим коррозионные процессы в металле.

Наращивание объемов химизации скважин коррозионно-эрозионного фонда дало свои результаты (рис. 3). С 2014 года число отказов скважин по причине коррозии снилось в четыре раза (рис. 4).

Рис. 3. Динамика отказов скважин осложненного фонда в 2013-2015 гг.
Рис. 3. Динамика отказов скважин осложненного фонда в 2013-2015 гг.

В период с 2009 по 2015 год мы провели серию опытно-промысловых испытаний (ОПИ) различных ингибиторов коррозии с целью подбора реагентов, которые бы наиболее полно соответствовали условиям месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз». В рамках этого направления в 2015 году по результатам разбора поднятого глубинно-насосного оборудования (ГНО) проводилось массовое внедрение дозаторов ингибитора (УДЭ), в проводился спуск УДЭ солевого фонда, высвободившихся после задавки в скважины ингибитора солеотложения (ИСО), ОПЗ с оксиэтилендифосфоновой кислотой (ОЭДФК) и внедрения пакеров (рис. 4).

Рис. 4. Химизация осложненных коррозией скважин
Рис. 4. Химизация осложненных коррозией скважин

Тем не менее, в условиях высоких скоростей потока добываемого флюида и присутствия в нем высокоабразивных частиц, таких как кварцевый песок, применение ингибиторной защиты ГНО было признано малоэффективным.

Анализ показал, что основное число отказов НКТ и УЭЦН по причине коррозии приходились на интервал от 0 до 800 м по стволу (рис. 5). Именно данный интервал характеризуется наиболее интенсивным разгазированием продукции и максимальной концентрацией абразивных мехпримесей. Эти факторы кратно повышали интенсивность коррозионных процессов.

Рис. 5. Зависимость интенсивности коррозии от глубины интервала
Рис. 5. Зависимость интенсивности коррозии от глубины интервала

Мы проанализировали 273 отказавших скважин (261 отказ произошел на Барсуковском направлении (БН)), средний динамический уровень которых составлял 670 м при средней глубине спуска ГНО – 1727 метров. В итоге были выделены три интервала (рис. 5): 0-400 м – зона высокой интенсивности коррозии (48% отказов); 400-800 м – зона средней интенсивности коррозии (28%); и 800 м и ниже – зона слабой интенсивности коррозии (24%).

В результате оценки полученные результаты, а также проведения ряда ОПИ и технических совещаний мы приняли решение о внедрении НКТ с 13%-ным содержанием хрома для защиты наиболее подверженных коррозионно-эрозионному износу ин-тервалов скважин осложненного фонда. По нашим данным 13%-ное содержание хрома полностью исключает коррозию НКТ в течение длительного срока эксплуатации.

Расчет экономической эффективности применения хромированных НКТ по сравнению с обычными трубами марки «К» с использованием химической защиты (УДЭ) показал, что в горизонте одного года общие затраты и NPV в обоих случаях практически одинаковы. Вместе с тем, в горизонте пяти лет общие затраты на хромированные НКТ будут ниже в 1,9 раза, а NPV – в 1,3 раза выше, чем при применении «черной» НКТ с химизацией.

Более высокая эффективность хромированных НКТ достигается именно за счет сокращения числа преждевременных отказов по причине коррозии НКТ. За весь период эксплуатации НКТ данного типа в ООО «РН-Пурнефтегаз» не было выявлено ни одного отказа по причине коррозии НКТ.

В ходе многочисленных ОПИ нам также удалось определить наиболее успешный с точки зрения технологической и экономической эффективности для нашего предприятия метод защиты ГНО от коррозии (рис. 6). Им оказалась комбинация монельного покрытия и применения центраторов. Последние необходимы для защиты покрытия от повреждения при проведении СПО.

Рис. 6. Технологии защиты ГНО от коррозии в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 6. Технологии защиты ГНО от коррозии в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Вместе с тем мы не останавливаемся на достигнутых результатах и, в частности, в виду возникающих сложностей с поставками хромированных НКТ, планируем в 2016 году испытать альтернативные решения – НКТ с антикоррозионными покрытиями и биметаллические НКТ.

Фонд скважин ООО «РН-Пурнефтегаз», подверженных интенсивной коррозии НКТ и ГНО, в последнее время ежегодно растет в среднем на 19%. С 2008 по 2014 год число таких скважин выросло с 81 до 223 единиц (рис. 7). Тем не менее, за счет реализации мероприятий по защите УЭЦН количество отказов по причине коррозии УЭЦН с 2008 года по 2014 год снизилось с 69 до 7 (в 9,9 раз). Также в результате мероприятий в период с 2010 по 2012 год удалось снизить отказы по причине коррозии НКТ с 90 до 74 (-16 отказов).

Рис. 7. Динамика коррозионного фонда и преждевременных отказов по причине коррозии ГНО в 2008 – 2015 гг.
Рис. 7. Динамика коррозионного фонда и преждевременных отказов по причине коррозии ГНО в 2008 – 2015 гг.

При этом следует отметить, что рост числа отказов по причине коррозии НКТ в 2013 и 2014 годах был связан с отказами ремонтных НКТ, так как в конце 2013 и в начале 2014 года новые партии НКТ не закупались (рис. 8).

Рис. 8. Эффект от внедрения хромированных НКТ на коррозионном фонде
Рис. 8. Эффект от внедрения хромированных НКТ на коррозионном фонде

В свою очередь массовый спуск хромированных НКТ во второй половине 2014 года позволил снизить отказность по причине коррозии НКТ с 137 до 35 отказов в год (в 3,9 раза). Потери добычи нефти от снижения дебита по причине негерметичности НКТ сократились со 1133 до 192 т/сут. Расчеты показали рост эффективности защиты УЭЦН от коррозии с 52 до 90% и от эрозионного воздействия – с 43 до 69%.

Однако коррозионное воздействие испытывает на себе не только внутрискважинное оборудование, но и наземная инфраструктура. В частности, это выражается в коррозионно-эрозионном износе трубопроводов и АГЗУ. В этой связи в период с октября по июнь 2015 года мы проводили ОПИ более стойкой к воздействию осложняющих факторов измерительной установки «УЭП-ЗУ» производства ООО «УЭП» на одном из кустов Комсомольского месторождения (рис. 9). Средняя обводненность продукции скважин куста составляла 85%, средняя концентрация взвешенных частиц (КВЧ) – 53 мг/л. Результаты ОПИ признаны успешными.

Рис. 9. ОПИ АГЗУ «УЭП-ЗУ», устойчивой к коррозионно-эрозионному износу
Рис. 9. ОПИ АГЗУ «УЭП-ЗУ», устойчивой к коррозионно-эрозионному износу

СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

Еще одно направление работы с механизированным фондом скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» связано с борьбой с солеотложением на внутрискважинном оборудовании. В результате работ, начатых в 2009 году, фонд осложненных солеотложением скважин сократился с 269 до 253 единиц, а СНО выросла от 234 до 320 сут (рис. 10).

Рис. 10. Динамика фонда и СНО скважин, осложненных солеотложением
Рис. 10. Динамика фонда и СНО скважин, осложненных солеотложением

В качестве основного способа защиты применяются ингибиторы солеотложения с закачкой при помощи устьевых дозаторов (УДЭ, УБПР), число которых на сентябрь 2015 составляло 229 единиц (рис. 11). Таким образом, дозаторами оснащены практически 90% скважин солеотлагающего фонда. Парк используемых на солеотлагающем фонде дозаторов пополняется установками, высвобождающимися после спуска хромированных НКТ в скважины коррозионного фонда.

Рис. 11. Защита фонда осложненных солеотложением скважин в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 11. Защита фонда осложненных солеотложением скважин
в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Помимо применения дозаторов мы также проводим задавки ингибиторов солеотложения в пласт в малых и больших объемах, а также развиваем технологию солянокислотных обработок (СКО) с добавлением ОЭДФК – активной основы ингибиторов солеотложения (рис. 12).

Рис. 12. Технология кислотной обработки с добавкой ОЭДФК в ООО «РН-Пурнефтегаз»
Рис. 12. Технология кислотной обработки с добавкой ОЭДФК
в ООО «РН-Пурнефтегаз»

На момент подготовки настоящего материала были проведены 24 СКО с ОЭДФК с положительным эффектом в форме повышения коэффициента продуктивности скважин (рис. 13). Причем по обработанным СКО с ОЭДФК скважинам наблюдался не только более высокий начальный коэффициент продуктивности, но и сохранение эффекта в течение полугода. Поскольку в течение срока действия эффекта ингибитор в скважину не подается, экономическая эффективность применения технологии также весьма значительна при 100%-ной технологической эффективности защиты ГНО от солеотложений.

Рис. 13. Сравнение Кпр скважин по технологиям ГТМ ОПЗ + ОЭДФК и ГТМ ОПЗ без ОЭДФК (округа)
Рис. 13. Сравнение Кпр скважин по технологиям ГТМ ОПЗ + ОЭДФК и ГТМ ОПЗ без ОЭДФК (округа)

МЕХПРИМЕСИ

Рис. 14. Динамика фонда и числа отказов скважин, осложненных выносом мехпримесей
Рис. 14. Динамика фонда и числа отказов скважин, осложненных выносом мехпримесей

С 2009 года фонд скважин, работающих в условиях интенсивного выноса мехпримесей, увеличился с 365 до 484 единиц. Однако одновременно в период с 2009 по 2014 год количество отказов скважин по этой причине снизилось почти в три раза – с 339 до 122 в год, а СНО выросла со 183 до 278 суток.

Рис. 15. Распределение способов защиты мехфонда ООО «РН-Пурнефтегаз» от влияния выноса мехпримесей по числу скважин
Рис. 15. Распределение способов защиты мехфонда ООО «РН-Пурнефтегаз» от влияния выноса мехпримесей по числу скважин

Практически на всех скважинах этой категории применяются УЭЦН в износостойком исполнении (рис. 15). Кроме этого, мы используем верхние шламоуловители самостоятельно доработанной конструкции, высоконапорные насосы и крепление призабойной зоны пласта (ПЗП).

Рис. 16. Конструктивная схема шламоуловителя ШУ-73РС и схема скважинной компоновки
Рис. 16. Конструктивная схема шламоуловителя ШУ-73РС и схема
скважинной компоновки

Суть модернизации шламоуловителя заводского изготовления состоит в увеличении его длины до 1030 м и изменении конструкции выходных каналов с целью предотвращения промыва НКТ (рис. 16). Шламоуловитель устанавливается на ловильную головку УЭЦН и предназначен для использования с насосами производительностью не более 370 м3/сут.

Оснащение действующего фонда УЭЦН верхними шламоуловителями позволило сократить число осложненных запусков (ЗП, клин) УЭЦН после аварийных и плановых отключений с 36,3% до 26,6%.

Тем не менее, в качестве приоритетного направления борьбы с влиянием выноса мехпримесей мы в настоящее время выбрали крепление ПЗП, поскольку применение фильтров приводит к осаждению мехпримесей на забой и в итоге перекрытию притока. В течение 2006 – 2015 годов мы провели 165 операций по ОПЗ полимерной композицией. При этом использовались композиции четырех видов: «Геотерм», ЛИНК, GLock и Secure. Последние две проявили себя как наиболее эффективные.

Итогом комплексного подхода к борьбе с осложняющими факторами стал значительный рост показателей МРП и СНО фонда УЭЦН (рис. 17).

Рис. 17. Динамика среднего МРП и СНО фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз», сут
Рис. 17. Динамика среднего МРП и СНО фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз», сут
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Комплексный подход к эксплуатации осложненного фонда скважин. Струйные насосы, прокат ШВН, КПЗП
Применение износостойких покрытий для сокращения затрат и снижения рисков при добыче трудноизвлекаемых запасов
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2018

Инженерная практика

Выпуск №10/2018

Системы мониторинга и управления для мехфонда. Арматура. Трубопроводы. ППД. Ремонт скважин
Единый протокол ТМС и ЕТТ ПАО «ЛУКОЙЛ»ОПИ оптоволоконной системы датчиков в ГС после МГРПОПИ высокотемпературных ТМСВходной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматурыДиагностический паспорт трубопроводной арматуры, автоматизация и интеллектуализацияБесконтактная диагностика трубопроводовАвтоматизация управления заводнением, энергоэффективность систем ППДЛиквидация поглощений при проведении РИР