Сахнов Роман Васильевич Заместитель начальника УДНиГ ООО «РН-Пурнефтегаз»

КОРРОЗИОННО-ЭРОЗИОННЫЙ ИЗНОС

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).

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).

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.

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.

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).

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).

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.

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).

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.

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).

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.

МЕХПРИМЕСИ

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.

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).

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).