Аристов Борис Васильевич Первый заместитель директора по развитию производства — главный инженер ООО «Управляющая Компания «Система-Сервис»

И.П.: Сократились ли закупки нового погружного оборудования в пользу расширения практики ремонта и восстановления поднимаемого из скважин оборудования? Если да, то насколько такой подход окупил себя, с вашей точки зрения?

Б.А.: Конец 2008 и начало 2009 годов характеризуются значительным снижением оборотного фонда УЭЦН — до 2,5-3% (от действующего фонда скважин компании — прим. ред.). Учитывая большую номенклатуру оборудования и значительное количество промысловых цехов, приходилось работать практически «с колес», имели место простои бригад ПРС, и нам пришлось прибегнуть к практике крупноузлового ремонта и восстановления поднимаемого из скважин оборудования. Благодаря такому подходу, с учетом инвестпрограммы на 2009 год нам удалось поправить положение по оборотному фонду и довести его на конец 2009 года до уровня 5,5-6%.

Думаю, что в 2010 году нам, возможно, придется опять вернуться к подобной практике, ситуация покажет. На качество услуг данная практика не повлияла, а вот на оперативность повлияла очень положительно.

И.П.: Усилилось ли внимание к подбору оборудования? Расширяется ли практика применения оборудования со специальными характеристиками (износоустойчивость, коррозионностойкость и т.п.)? Если да, то насколько значительным оказывается экономический эффект?

Б.А.: Учитывая достаточно благоприятные условия эксплуатации месторождений нефти в Татарстане (невысокие температуры, средние подвески, низкий газовый фактор и т.д.) подбор оборудования остается классическим, т.е. без специальных характеристик, повышающих надежность работы оборудования. Вместе с тем номенклатура оборудования расширяется. Нас, сервисников, радует, что нефтяники все чаще требуют укомплектовать УЭПН системой телеметрии, частными преобразователями и т.д. Учитывая, что перспективы автоматизации скважин с УЭЦН увеличиваются, а также имея в наличии производственные площади и неплохих специалистов, мы создали собственное производство по изготовлению станций управления с частотным преобразователем, на основе комплектующих — хорошо зарекомендовавших себя контроллеров «РУМБ» ЗАО «Геофизмаш» г.Саратов и частотных преобразователей фирм Danfoss, Fuji, Toshiba и пр. Кроме того, мы изготавливаем станции управления типа «СКАД» на основе контроллеров фирмы Lufkin которые позволяют не только управлять работой станкакачалки или цепного привода, но и используются как средство для замера дебита скважинной жидкости.

Что касается сервиса скважин с УЭЦН на внешних территориях, то там — да, используется оборудование со специальными характеристиками, в зависимости от условий эксплуатации и наличия осложняющих факторов. Экономический эффект в этих случаях достигается в основном за счет повышения наработок оборудования.

И.П.: Усилился ли контроль за энергоэффективностью механизированной добычи?

Б.А.: В «Татнефти» этот вопрос не просто усилился. Принята долгосрочная программа по ресурсосбережению во всех направлениях деятельности группы компаний ОАО «Татнефть», включая структурные подразделения, дочерние общества, сервисные управляющие компании и т.д. Что касается мехдобычи с применением УЭЦН, я бы назвал такие основные мероприятия, как внедрение вентильных электродвигателей, о них уже много написано, и внедрение кратковременной эксплуатации скважин с применением установок большего типоразмера с более высоким КПД с целью снижения энергопотребления. Предварительные результаты показывают высокую эффективность данного мероприятия — снижение энергопотребления на 34%.

И.П.: Какие внедренные за прошедший год технические решения по борьбе с солеотложением оказались наиболее технически эффективными?

Б.А.: Проблема резкого увеличения числа отказов УЭЦН по причине солеотложения в последние годы получила особую актуальность в ОАО «Татнефть» в виду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости Ромашкинского месторождения. Серьезную опасность представляют солеотложения на рабочих органах УЭЦН, которые приводят к снижению производительности и к заклиниванию рабочих органов насоса, поломке вала и выходу установки из строя. Подземные ремонты скважин с УЭЦН по причине солеотложений до настоящего времени составляют основную долю от всех причин отказов (см. «Динамика изменения количества ремонтов по причине солеотложений»).

Одновременно организован процесс сбора информации на предмет возникновения возможных проблем, связанных с технологией эксплуатации скважин.

Для дальнейшего повышения МРП скважин с УЭЦН проводится ряд мероприятий против солеотложений.

1. Комиссионный разбор всех демонтированных УЭПН, независимо от наработки, для выявления истинных причин отказа и определения химического состава отложений.
2. Обработка призабойной зоны скважины при ПРС ингибиторами солеотложений СНПХ-5312, СНПХ5313,СНПХ-5314,FOX-03K,FOX-03N в зависимости от хим. состава солеотложений.
3. Спуск глубинного дозатора с ингибитором «Трил».
4. Переход на больший типоразмер УЭЦН.
5. Прогнозирование образования солеотложений с помощью отбора проб.
6. Закачка ингибитора против солеотложений с применением устьевых дозаторов.
7. Учет фонда с отложениями солей. При очередных ремонтах этих скважин внедряются УЭЦН с углепластиковыми рабочими колесами. На сегодняшний день УЭЦН с углепластиковыми колесами работают на 1437 скважинах.
8. Ведутся испытания в составе УЭЦН магнитных индукторов (см. таблицу 2).

И.П.: Какие подходы к борьбе с мехпримесями дали наибольший эффект?

Б.А.: Ремонты скважин по причине засорения УЭЦН мехпримесями на сегодняшний день являются одной из основных эксплуатационных причин отказов УЭЦН (см. таблицу 3).

Для увеличения межремонтного периода (МРП) скважин с УЭЦН и сокращения количества ремонтов по причине засорения насоса проводятся следующие мероприятия.

1. Комиссионный разбор всех демонтированных УЭПН, независимо от наработки, для выявления истинных причин отказа и проведения анализов продуктов засорения.
2. Периодически проводится проверка качества шаблонировок, промывок, обработок скважин при ПРС.
3. При ремонте скважин с УЭЦН, отработавших более 1000 суток, обязательно предусматривается в плане работ отбивка и промывка забоя.
4. Для предотвращения засорения УЭЦН применяются входные модули МВ5М с двойной латунной сеткой. В настоящее время подобные входные модуля спущены на 50 скважинах. Средняя наработка таких установок составляет 995 сут.
5. В скважинах, осложненных высоким содержанием песка, используется УЭЦН износостойкого исполнения и для вывода на режим подобных скважин применяется станция управления с частотно-регулируемым электроприводом.

И.П.: Какая практика применяется в отношении борьбы с коррозией погружного оборудования?

Б.А.: В условиях старения используемого погружного оборудования в последнее время наблюдается рост количества ремонтов по причине коррозии.

Для сокращения ремонтов по причине коррозии оборудования проводятся следующие мероприятия.

Продолжается внедрение протекторной защиты УЭЦН в скважинах с высокой коррозионной активностью. На сегодняшний день в скважины спущены 534 протекторные защиты в составе УЭЦН. Средняя наработка составляет 438 суток.

1. Ведется учет корродирующего фонда скважин и для предотвращения аварий не допускается работа УЭЦН в них более 1200 сут.
2. В скважинах с повторяющимися ремонтами по причине коррозии погружного оборудования УЭЦН применяется ПЭД и гидрозащита с антикоррозионным покрытием. В настоящее время установки с антикоррозионным покрытием работают на 4-х скважинах.
3. При выявлении коррозии погружного оборудования в плане работ предусматривается вывоз колонны НКТ на диагностику.
4. В скважинах, осложненных электрохимической коррозией, в составе УЭЦН используются центраторы.

И.П.: Какие меры принимаются в отношении отложения АСПО?

Б.А.: В скважинах, осложненных высоким отложением АСПО проводятся следующие мероприятия.

1. При снижении коэффициента подачи ниже 0,7 на скважинах осложненного фонда АСПО проводятся горячие промывки.
2. При ремонтах по причине «отложения АСПО в НКТ» внедряется НКТ с полимерным покрытием.

И.П.: Есть ли проблемы с газовым фактором?

Б.А.: Нет. Скважин, осложненных высоким содержанием газового фактора не наблюдается.

И.П.: На каком этапе находится работа по добыче высоковязкой нефти?

Б.А.: На скважинах с высокой вязкостью нефти эксплуатируются винтовые штанговые насосы с поверхностным приводом и винтовые насосы с погружным электродвигателем.

На скважинах ОАО «Татнефть» находятся в работе 46 винтовых штанговых насосов. Средняя наработка их составляет 709 суток. Максимальная наработка 2411 суток на скважине № 1107 НГДУ «Нурлатнефть» (насос 120 ST4).

Также на этих скважинах работает 63 винтовых насоса с погружным электродвигателем. Средняя наработка их составляет 414 суток. Максимальная наработка 2220 суток — на скважине № 6387 НГДУ «Лениногрскнефть» (УЭВН 12-1500).

И.П.: Внедрение какого технического решения дало наиболее значимый экономический эффект?

Б.А.: В области добычи нефти наиболее успешным мероприятием считаем замену погружного электродвигателя на вентильный электродвигатель в комплекте со станцией управления. Эффект от применения от вентильного электродвигателя достигается за счет меньшего потребления электроэнергии по сравнению с асинхронным погружным электродвигателем. В ходе проведенного эксперимента было достигнуто снижение удельного потребления электроэнергии на 20%.

Кроме этого, согласно утвержденной программе по проведению испытаний периодической эксплуатации скважин с УЭЦН-125 в НГДУ «Альметьевнефть», «Прикамнефть» и «Лениногорскнефть» были подобраны по четыре скважины в каждом НГДУ эксплуатируемые с установками ЭЦН5-50,60. В рамках первого этапа испытаний были осуществлены замеры суточного потребления электроэнергии на скважинах с УЭЦН-50,60 в постоянном режиме работы.

Средний удельный расход электроэнергии на подъем 1 м³ жидкости по 12 скважинам с УЭЦН-50,60 в постоянном режиме составил 10,61 кВт-ч/м³. В соответствии со вторым пунктом программы испытаний на подобранных скважинах были произведены подземные ремонты с целью замены УЭЦН-50,60 на УЭЦН-125. На 01.05.2010 г. все 12 подобранных скважин переведены на УЭЦН-125 и запущены со станциями управления с плавным пуском в периодическом режиме работы со следующей программой: 4-6 мин. работы — 6 мин. накопления.

При периодическом режиме работы скважин осуществлен замер суточного потребления электроэнергии. Средний удельный расход электроэнергии на подъем 1 м³ жидкости по 12 скважинам с УЭЦН-125 в периодическом режиме составил 6,97 кВт-ч/м³ (см. таблицу 5).Таким образом, при переводе скважин с УЭЦН-50 на УЭЦН-125 с периодическим режимом работы получаем экономию по потреблению электроэнергии в среднем на 3,64 кВт·ч на подъем 1 м³ жидкости (10,61 — 6,97), или снижение на 34%.

И.П.: Удалось ли вашей компании за прошедшее время расширить фонд обслуживаемых скважин, и, если да, то за счет каких регионов?

Б.А.: Очень неплохие позиции у нас сложились в нефтяных регионах Поволжья, где наметилась тенденция увеличения заказываемых объемов по сравнению с первоначально заключенными договорами. В частности, в ОАО «Ульяновскнефть» НК «Русснефть», обслуживаемый фонд, при подписании договора, состоял из 32 скважин, на сегодня же в прокате и сервисе находятся уже 55 комплектов УЭПН, и эта цифра не окончательная.

Такая же тенденция роста объемов наблюдается в ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Белкамнефть». Также для нас стало важным получение положительных отзывов по качеству обслуживания и увеличению МРП от таких компаний, как ОАО «Удмуртнефть», ООО «Славутич» и ОАО «Белкамнефть».

И.П.: Сегодня нет однозначного мнения об эффективности схемы проката погружного оборудования. О чем говорит ваш опыт?

Б.А.: По нашим наблюдениям, такие виды услуг как аренда и прокат все шире используется в отношениях с нефтяными компаниями. Сегодня приобретение дорогостоящего оборудования не всем по плечу и не всегда экономически оправдано, особенно среди небольших компаний, поэтому многие нефтяные компании все большее предпочтение отдают прокату