Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Без рубрики
  • Практика борьбы с осложнениями при механизированной добыче в ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Практика борьбы с осложнениями при механизированной добыче в ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

В ООО «РН-Ставропольнефтегаз» подавляющее большинство скважин оборудовано УЭЦН. В связи с этим остро стоит проблема борьбы с осложнениями на мехфонде.

В статье рассмотрены виды осложнений и способы борьбы с ними, а основное внимание уделено проблеме коррозии НКТ.

08.07.2019 Инженерная практика №02/2011
Попов Алексей Александрович Инженер 1-й категории ПТО ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО «РН-Ставропольнефтегаз»
Рис. 1. Структура осложненного фонда скважин ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Основная часть добывающего фонда ООО «РНСтавропольнефтегаз» – 300 скважин, или 91%, оборудована УЭЦН, остальные скважины эксплуатируются фонтанным способом. На скважины с УЭЦН приходится и основная суточная добыча (97 %). В связи с этим особую актуальность приобретает проблема борьбы с осложнениями на механизированном фонде. К осложняющим факторам, встречающимся на месторождениях компании как отдельно, так и комплексно, относятся (рис. 1):

  • солеотложения;
  • АСПО;
  • повышенный вынос взвешенных частиц;
  • высокая пластовая температура;
  • высокий газовый фактор;
  • коррозия.

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ

В ООО «РН-Ставропольнефтегаз» 10% фонда скважин, оборудованных ЭЦН (32 единицы), осложнены АСПО. В настоящее время весь фонд защищен от данного вида осложнений: на 17 скважинах осуществляется скреперование внутренней полости НКТ в интервале 0-900 м, в 15 скважинах спущены электронагревательные кабели.

СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

На долю солеотложений приходится 25% (74 скважины) осложненного фонда компании. Отложения солей распространены как на рабочих органах УЭЦН, так и внутри НКТ, в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах. На 33 скважинах (45%) целевого фонда с помощью дозаторных установок типа УДПХ, УДЭ, УБПР обеспечена подача ингибитора ВРХ производства компании «ТЕХНОТЭК» в затрубное пространство. Ранее применялись реагенты других типов – СНПХ-5312Т и «Акватек 511М». Также в компании используются погружные скважинные контейнеры с ингибиторами солеотложений.

ПОВЫШЕННЫЙ ВЫНОС МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

В настоящее время на основных месторождениях компании наблюдается следующая картина: вынос взвешенных частиц растет, а наработка на отказ ГНО снижается – по 73% скважин КВЧ превышает 500 мг/л. Наибольший вынос КВЧ наблюдается на Правобережном месторождении – 1633 г/л (рис. 2). В ООО «РН-Ставропольнефтегаз» применяется ГНО только 2 группы исполнения.

Рис. 2. СНО и КВЧ по месторождениям ООО «РН-Ставропольнефтегаз»
Рис. 2. СНО и КВЧ по месторождениям ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

ВЫСОКИЕ ПЛАСТОВЫЕ ТЕМПЕРАТУРА И ДАВЛЕНИЕ

Как известно, регион восточного Предкавказья осложнен такими факторами, как аномально высокие пластовые температура и давление. Не исключение и ряд месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (рис. 3). Эти месторождения характеризуются низкими дебитами скважин, значительными глубиной спуска насоса (2,5 тыс. м) и динамическим уровнем (порядка 2 тыс. м), а также аномально высокой пластовой температурой – в среднем около 145°С, на отдельных месторождениях и скважинах – до 150-152°С. Для работы в таких условиях мы применяем вентильные, низконагруженные ПЭД. Из-за малых диаметров эксплуатационных колонн пришлось отказаться от использования кожухов ПЭД.

Рис. 3. Основные параметры разработки месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз»
Рис. 3. Основные параметры разработки месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

ВЫСОКИЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

Эксплуатация многих месторождений ООО «РНСтавропольнефтегаз» осложнена высоким газовым фактором. На рис. 4 представлен ряд скважин с осложненного фонда, где разница между давлением насыщения и забойным давлением весьма существенна, что при значительном газовом факторе до 300 м3/т осложняет эксплуатацию скважин с помощью ЭЦН. Постоянные срывы подачи из-за большого количества свободного газа на приеме УЭЦН, перегревы, доливы и промывки УЭЦН значительно снижают срок службы погружного оборудования.

Рис. 4. Сопоставление забойного давления и давления насыщения по скважинам с высоким газовым фактором
Рис. 4. Сопоставление забойного давления и давления насыщения по скважинам с высоким газовым фактором

Эксплуатация данного фонда скважин осуществляется с помощью ЭЦН с частотно-регулируемыми приводами, применяются современные газосепараторы и диспергаторы.

КОРРОЗИЯ

Коррозия – одна из самых серьезных проблем, возникающих при эксплуатации скважин в ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Наибольшие проблемы создает коррозия ПЭД и НКТ. В ряде случаев сквозная коррозия ПЭД наблюдалась уже через 60 суток работы. В настоящий момент проводятся подконтрольные испытания плазменного покрытия двигателя. Кроме того, для защиты УЭЦН мы выполняем подачу реагента в затрубное пространство, в то время как подача ингибитора на прием насоса не осуществляется в виду маленьких диаметров обсадных колонн.

Рис. 5. Динамика НнО и числа отказов за 2009-2010 гг.
Рис. 5. Динамика НнО и числа отказов за 2009-2010 гг.
Рис. 6. Основные причины негерметичности НКТ
Рис. 6. Основные причины негерметичности НКТ

Проблему коррозии НКТ хотелось бы рассмотреть более подробно. На рис. 5 приведена динамика отказов оборудования по причине негерметичности НКТ за период с начала 2009 по октябрь 2010 года: доля отказов из-за НКТ за рассматриваемый период составила 15% общего числа отказов, СНО – 98 сут. К основным причинам отказов по НКТ относятся дыры по телу трубы (43%), промыв резьбы в рабочем соединении (22%) (рис. 6).

Подверженные коррозии скважины характеризуются очень малой НнО НКТ (рис. 7). Выполнив ряд иссле-дований образцов новой НКТ, отказавшей на скв. № 212 месторождения Озек-Суат (рис. 8), мы обнаружили, что коррозия имела место, несмотря на полное соответствие трубной стали требованиям ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 633-80 для НКТ. Результат исследований проб пластовых флюидов показал, что коррозионное поражение НКТ произошло в связи с повышенным содержанием СО2.

Рис. 7. Пример коррозии НКТ скв. № 222 Восточного месторождения
Рис. 7. Пример коррозии НКТ скв. № 222 Восточного месторождения
Рис. 8. Результаты исследования коррозии НКТ скв. № 212 месторождения Озек-Суат
Рис. 8. Результаты исследования коррозии НКТ скв. № 212 месторождения Озек-Суат

Повышенное содержание СО2 на месторождениях компании наблюдается в основном в отложениях юрского и триасового периодов (рис. 9) Относительно невысокое содержание СО2 в меловых отложениях «компенсируется» высокими газовым фактором, пластовыми температурами и рядом других осложняющих факторов, выступающих в роли катализаторов процессов коррозии.

Рис. 9. Распределение содержания CO2 по отложениям разных периодов
Рис. 9. Распределение содержания CO2 по отложениям разных периодов
Рис. 10. Исходные данные для прогноза скорости коррозии
Рис. 10. Исходные данные для прогноза скорости коррозии

Имея на руках подробные данные, можно в программном комплексе RosPump прогнозировать скорости коррозии и отложения солей при подборе погружного оборудования. Исходные данные и протокол подобного расчета приведены на рис. 10, 11.

Рис. 11. Протокол прогноза скорости коррозии
Рис. 11. Протокол прогноза скорости коррозии

В целях борьбы с коррозией НКТ в ООО «РН-Ставропольнефтегаз» приступили к внедрению труб из стали с 5%-ным содержанием хрома производства «Первоуральского новотрубного завода». По состоянию на октябрь 2010 года суммарная наработка на отказ составила 264 суток. В настоящий момент ожидается поставка партии НКТ группы прочности N80 с 13%-ным содержанием хрома для проведения дальнейших испытаний.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт работы с фондом скважин, подверженным солеотложению на рабочих органах УЭЦН, в НГДУ «Сургутнефть»
Разработка и опыт применения химических реагентов для борьбы с АСПО
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2019

Инженерная практика

Выпуск №08/2019

Механизированная добыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Защита внутрискважинного оборудования и трубопроводов от воздействия коррозии и других осложняющих факторовВнутрискважинные компенсаторы реактивной мощностиЦифровые тренажерные комплексы для оптимизации эксплуатации скважинГидромеханическая насадка для ликвидации гидратно-парафиновых пробок в НКТПовышение качества замеров АГЗУИнтенсификация массообменных процессов при обессоливании нефти
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2019
X Юбилейная производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2019

19-20 ноября 2019 г., г. Москва
Задача Юбилейной Конференции состоит в анализе и обмене опытом лучших практик, которые зарекомендовали себя как экономически и технически эффективные для эксплуатации осложненного фонда скважин с различными скважинными и инфраструктурными условиями. Обсуждение наилучших технологий и оборудования, показавших свою эффективность в последние годы, будет дополнено планами по реализацию мероприятий при работе с осложненным фондом в ближайшем будущем. Основной акцент в этом году буден сделан на работу с фондом, осложненным солеотложением и АСПО. Кроме того, планируется обсудить вопросы по кабельной продукции, используемой при работе на осложненном фонде. Итоги работы Конференции будут опубликованы в одном из выпусков журнала «Инженерная практика». С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию как руководителей, сотрудников управлений добычи нефти и газа, так и специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем эффективности геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин. В Конференции также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов и программного обеспечения и других заинтересованных предприятий и организаций.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2019
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

18-22 ноября 2019 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 рамках авторского курса С. Балянова.