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

Промысловые испытания оборудования в осложненных условиях

Компания «Ойлпамп Сервис» – это сервисное предприятие, специализирующееся на ремонте погружного оборудования и прокате УЭЦН как отечественного, так и импортного производства. Сервисные базы компании расположены в трех городах Ханты-Мансийского автономного округа: Нижневартовске, Мегионе и Нягани. В сотрудничестве со специалистами заказчика во всех трех городах (помимо, собственно, ремонта) сейчас проводятся промысловые испытания нового оборудования и технологий, позволяющих увеличить наработку УЭЦН на отказ. Часть испытаний выполняются на скважинах с осложненными условиями эксплуатации.

08.02.2011 Инженерная практика №02/2011
Девицкий Виктор Николаевич Заместитель начальника отдела надежности и анализа ООО «Ойлпамп Сервис»

Рис. 1. Динамика средней наработки на отказ по филиалам
Рис. 1. Динамика средней наработки на отказ по филиалам
Рис. 2. Осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН
Рис. 2. Осложняющие факторы при эксплуатации УЭЦН
Рис. 3. Результаты эксплуатации ПЭД с покрытием типа «монель» методом электродуговой металлизации
Рис. 3. Результаты эксплуатации ПЭД с покрытием типа «монель» методом электродуговой металлизации
Рис. 4. Результаты применения ЭЦН с рабочими органами из ЖКП
Рис. 4. Результаты применения ЭЦН с рабочими органами из ЖКП
Рис. 5. Погружной сепаратор механических примесей
Рис. 5. Погружной сепаратор механических примесей
Рис. 6. Установка центробежно-вихревого погружного электронасоса «Орион»
Рис. 6. Установка центробежно-вихревого погружного электронасоса «Орион»

В настоящее время «Ойлпамп Сервис» – вторая по величине независимая компания, занимающаяся сервисом и обслуживанием УЭЦН. Основные производственные мощности предприятия расположены в г. Нижневартовске, Мегионе и Нягани.

В Нижневартовске (заказчик «Самотлорнефтегаз») в 2007 г. на обслуживании компании находилось 2369 скважин, сейчас – 3171. По другим регионам такого прироста за последние 4 года не было, однако произошла стабилизация фонда: в итоге сейчас в Мегионе мы обслуживаем 1822 скважины против 1851-й в 2007 г., в Нягани – 1544 против 1537. За эти четыре года прирост наработки по Нижневартовску составил 54%, по Мегиону и Нягани – соответственно 25 и 50% (рис. 1). В общей сложности по всем трем филиалам на разных месторождениях мы обслуживаем 6537 скважин.

Разумеется, вместе с увеличением общего фонда росло и число скважин с осложненными условиями эксплуатации (рис. 2). В 2010 г. осложненный фонд насчитывал 2737 скважин. Что касается осложняющих факторов, то основная проблема в нашем случае всегда была мехпримеси (52% фонда, или 1650 скважин по итогам прошлого года).

На солеотложения приходится 26% (840 скважин), коррозию – 8% (247 скважин), АСПО, высокий газовый фактор и др. – 14% (439 скважин).

Совместно со специалистами заказчика наша компания ведет работу по борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин. В частности, мы берем на подконтрольную эксплуатацию новые технологии и оборудование, предлагаемые производителями, проводим мониторинг работы данного оборудования и передаем результаты заказчику.

Так, в частности, на обслуживаемом нами фонде эксплуатируются ПЭД с покрытием типа «монель» (методом электродуговой металлизации), помогающим в борьбе с коррозией (рис. 3). Применение этих технологий на подконтрольном фонде скважин в Нижневартовске позволило добиться увеличения наработки УЭЦН на 44 суток. В Мегионе эффект от внедрения составил 165 суток. В обоих случаях работа в данном направлении продолжается.

В рамках борьбы с солеотложениями нами проводятся испытания УЭЦН с рабочими органами из ЖКП производства «Ижнефтепласт» (рис. 4). Сейчас подконтрольную эксплуатацию проходит пробная партия таких УЭЦН. В нижневартовском регионе ими оснащены 25 скважин. К сожалению, результат пока отрицательный – имелись случаи отказов,которые, впрочем, происходили в основном по коррозионному разъему и промыву рабочих органов аппарата и насосов. Плюс, дополнительным осложняющим фактором в данном случае были еще и мехпримеси.

В Мегионе, напротив, прирост наработки составил 102 сут, в Нягани – 442 сут. Данное оборудование продолжает эксплуатироваться.

Наконец, мехпримеси. В Мегионе и Нягани в настоящее время заканчивается опытно-промышленная эксплуатация погружного сепаратора механических примесей (ПСМ). Поскольку все оборудование принадлежит заказчику, наша задача сводится к оценке состояния и степени изношенности рабочих органов в период их эксплуатации (рис. 5). Сейчас износ минимальный, основной недостаток ПСМ – это контейнер для наполнения механическими примесями: он недостаточно вместительный. Также в результате испытаний был получен прирост средней наработки на отказ на скважинах с высоким выносом механических примесей. В целом же применение ПСМ дало положительный эффект – 19 сут прироста по Мегиону и 43 – по Нягани.

Помимо этого, сейчас в компании «СлавнефтьМегионнефтегаз» проходят подконтрольную эксплуатацию три комплекта установок центробежно-вихревого насоса «Орион» (рис. 6). В одной из скважин уже произошел отказ погружного кабеля, однако данный комплект УЭЦН пошел на повторный спуск без ремонта. Испытания оборудования продолжаются.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: У Вас есть опыт применения центратора при эксплуатации УЭЦН с «монельным» покрытием?
Виктор Девицкий: Да, мы применяли такой центратор на фонде «Самотлорнефтегаза» в Нижневартовске. По опыту могу сказать, эффект был положительный.
Вопрос: По «ТНК Нягань» у Вас наработка составила 1020 сут. Это только за счет применения УЭЦН с рабочими колесами из ЖКП, без всякой «химии»?
В.Д.: Да, на фонде Ем-Ёганского месторождения. Заказчик избавился от солеотложений за счет того, что полимер показал хорошую эффективность, поэтому такая наработка была достигнута. «Химия» здесь в принципе применяется редко, а это – конкретно ЖКП работают.
Вопрос: То есть здесь Вы проводили детальный анализ? Просто, судя по этим цифрам, Вы решили мировую проблему: количество скважин большое и такой прирост огромный...
В.Д.: Я поясню, почему такие большие цифры. По Нягани на фонде Ем-Ёганского месторождения наработка до этого была более 600 суток. И после эксплуатации данного вида оборудования мы получили прирост. Поэтому сейчас средняя наработка составляет порядка 900 суток.
Вопрос: Получается, что благодаря Вашему вмешательству МРП вот так вырос?
Рустам Камалетдинов: Позвольте мне ответить. Это не МРП, это средняя наработка на отказ по методике ТНК-ВР. Просто у них своеобразная методика расчета наработки: в числитель «забивается» не только время до отказа, учитывается и время по работающим установкам. А в знаменателе уже количество отказов без ГТМ. Иными словами, если мы сравниваем наработку на отказ по методике ТНК-ВР с классической системой расчетов (когда в числителе отработанное время до отказа, деленное на количество отказов минус ГТМ), то разница будет где-то в 1,5 раза. И вот эту тысячу по-хорошему тоже надо на 1,5 разделить.
Вопрос: А как Вы определяете, какая именно технология дала увеличение наработки?
В.Д.: На слайдах показано фактическое применение и время работы оборудования. Я не указал по каждому компоненту ЭЦН, и не «смешивал» при этом с другими установками и технологиями. То есть это именно работа конкретной технологии (в данном случае – рабочих колес из ЖКП) на данном фонде и в данных условиях эксплуатации.
Вопрос: «ТНК Нягань» подтверждает эти данные?
В.Д.: Эти данные взяты у «ТНК Нягань».
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Преимущества применения резьб премиум-класса при эксплуатации осложненного фонда скважин
Эксплуатация регулируемых погружных скважинных контейнеров «Трил®»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2019

Инженерная практика

Выпуск №09/2019

Трубопроводная арматура. Мехдобыча. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура
Технические требования и импортозамещение в области устьевой, фонтанной и трубопроводной арматурыПроизводство моноблочного устьевого оборудования, ЗРА, ТПА высокого давления, предохранительной арматурыПрименение противотурбулентной присадки на промысловых трубопроводах Верхнечонского НГКМ, стеклопластиковые трубопроводы и НКТВходной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматурыОткачка газа из затрубного пространства, добыча нефти в осложненных условияхПрименение установок поточного обессоливания нефти в АО «Самаранефтегаз»Эффективность добавок с конденсированным микрокремнеземом для тампонажных растворов