Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Эксплуатация осложненного фонда добывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

В течение последних пяти лет в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проводится политика сокращения затрат на мероприятия по борьбе с осложняющими добычу нефти факторами за счет повышения их эффективности. В период 2011–2012 годов специалистам Компании удалось существенно снизить удельное число отказов по большинству осложняющих факторов при разных способах механизированной добычи.

Наиболее актуальные задачи в настоящее время, в основном, связаны с внедрением наиболее эффективных методов предотвращения осложнений и повышением качества сервисного обслуживания механизированного фонда.

Главный аргумент, подтверждающий эффективность выбранной стратегии, — постоянный рост СНО скважин осложненного фонда. На предприятии постоянно проводятся различные ОПИ новых методов и оборудования для предотвращения различных видов осложнений.

10.12.2012 Инженерная практика №12/2012
Ренев Дмитрий Юрьевич Менеджер Департамента обеспечения добычи нефти и газа ПАО «ЛУКОЙЛ»

Рис. 1. Структура действующего фонда по способам эксплуатации на 06.2012 г.
Рис. 1. Структура действующего фонда по способам эксплуатации на 06.2012 г.

В настоящее время в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» отмечается исключительно положительная динамика фонда скважин. Так, число скважин действующего фонда за полтора года (с 01.01.2011 г.) приросло более чем на 100 единиц, а бездействующий фонд сократился на 23 скважины (табл. 1). Основной прирост действующего фонда пришелся на скважины, эксплуатируемые посредством УЭЦН, хотя фонд УШГН на предприятии продолжает преобладать: 3980 скважин с УШГН против 1705 с УЭЦН (рис. 1). При этом основная доля продукции (58,4%) извлекается с помощью центробежных насосов.

Таблица 1. Динамика фонда скважин
Таблица 1. Динамика фонда скважин
Рис. 2. Динамика осложненного фонда скважин
Рис. 2. Динамика осложненного фонда скважин

ОСОБЕННОСТИ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА

На начало 2012 года доля скважин с осложненными условиями добычи на предприятии составляла 67,2% от действующего фонда (3933 скважины). За полгода осложненный фонд увеличился незначительно.

В процентном соотношении наиболее часто осложнения встречаются в скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом. Так, из 16 скважин к осложненному фонду относятся 14, или 87,5% от общего числа фонтанных скважин (рис. 2, а). Реже всего осложнения присутствуют на фонде УШГН: 62% скважин (2470 единиц) относятся к осложненному фонду.

По видам осложнений структура добывающего фонда выглядит следующим образом: АСПО присутствуют в 3061 скважине, или в 77,8% от осложненного фонда. Следующий по значимости тип осложнений — это коррозионно-активная среда — 318 скважин, или 17% (рис. 2, б). Помимо этого, на месторождениях, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», встречаются такие типы осложнений, как ВВЭ (10,1%), солеотложения (2,6%), наличие мехпримесей (1%) и гидратообразование (0,5%).

Следует отметить, что с 2008 года согласно Методике формирования осложненного фонда мы к каждой скважине привязываем только один, преобладающий, тип осложнений, хотя эксплуатация порядка 35% скважин затруднена несколькими факторами одновременно, что требует комплексного подхода к выбору способов защиты ГНО.

Таблица 2. Охват скважин методами по предупреждению и удалению осложнений в процессе добычи нефти
Таблица 2. Охват скважин методами по предупреждению и удалению осложнений в процессе добычи нефти
Рис. 3. Динамика внедрения методов предупреждения и борьбы с осложнениями
Рис. 3. Динамика внедрения методов предупреждения и борьбы с осложнениями

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОСЛОЖНЕНИЙ И БОРЬБЕ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ

В связи с тем, что борьба с осложнениями требует значительных затрат, на предприятии большое внимание уделяется методам предотвращения осложнений. По состоянию на середину 2012 года мероприятия по предотвращению тех или иных осложнений проводились на 44,2% осложненного фонда (1740 скважин) (табл. 2).

Не все применяемые методы достаточно эффективны. Например, за шесть месяцев 2012 года по причине низкой эффективности и потерь магнитных свойств было выведено из эксплуатации 20 магнитных аппаратов. На сегодняшний день ими оснащены 225 скважин. Остальные применяемые методы предотвращения осложнений более успешны. Так, за тот же период греющие кабельные линии были внедрены в 126 скважинах (прирост 7 ед.). Также увеличился фонд скважин, оснащенных глубинными и устьевыми дозаторами, и возросло количество применяемых штанговых скребков (рис. 3). Сократился объем использования твердых ингибиторов в виду их ограниченного срока действия.

Рис. 4. Объемы регламентных работ в 2011 и 2012 г.
Рис. 4. Объемы регламентных работ в 2011 и 2012 г.

Согласно регламенту в 2012 году было сокращено количество всех выполняемых мероприятий. Так, число обработок теплоносителями сократится на 138 скважино-операций и на конец года составит 5906; основное сокращение придется на обработки горячей водой (100 операций). За счет внедрения нового оборудования (альтернативные методы) и ужесточения контроля расхода УВ растворителей АСПО число таких обработок сократится в 1,4 раза и составит 543 скважино-операции против 745 в 2011 году (рис. 4). Однако полностью прекратить использование УВ растворителей на нашем предприятии невозможно в виду опасности серьезных аварий по причине прихвата НКТ в следствие запарафинивания ЭК.

Таблица 3. Потребление химреагентов в 2011 и 2012 г.
Таблица 3. Потребление химреагентов в 2011 и 2012 г.

В результате объем потребляемых химических реагентов снизился с 5486 до 4617 т (табл. 3). Тенденция к снижению удельного потребления реагентов отмечается с 2007 года. Например, в 2008 году при плане в 720 г/т удельный расход составил 632 г/т, а за 2011 год (план — 446 г/т) среднегодовой удельный расход был на уровне 375 г/т.

Успешность выбранной стратегии подтверждается стабильным ростом СНО всех типов насосного оборудования (рис. 5). Так, за последние 10 лет СНО всего парка применяемых насосных установок выросла более чем в два раза (811 против 364 сут). Максимальный рост наработки отмечается на фонде УШГН, где в 2002 году СНО составляла всего 364 сут, а за последние 6 мес 2012 года достигла отметки в 837 сут. Исключение составляют УШВН, пик наработки которых был достигнут в 2009 году. Это падение наработки винтовых насосов в первую очередь было связано с поставкой некачественного оборудования, а также с ростом КВЧ в четырех скважинах, эксплуатируемых УШВН. В настоящее время мы провели комплекс мероприятий, направленных на борьбу с мехпримесями, и сменили поставщика оборудования.

Рис. 5. Динамика наработки на отказ насосного парка компании
Рис. 5. Динамика наработки на отказ насосного парка компании
Рис. 6. Структура преждевременных отказов за 6 месяцев 2012 г.
Рис. 6. Структура преждевременных отказов за 6 месяцев 2012 г.

ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫЕ ОТКАЗЫ УЭЦН

В 2011 году на УЭЦН пришлось 41,65% общего числа преждевременных (СНО менее 540 сут) отказов (рис. 6).

Среди причин преждевременного выхода из строя УЭЦН необходимо выделить нарушения технологии эксплуатации скважин. В 2011 году зафиксирован рост отказов по причине засорения рабочих органов ЭЦН (+14 к 2010 году) разнообразными веществами (продукты суффозии, коррозии, проппант, АСПО, осадки солей и пр.). Следующая по количеству ремонтов группа причин — ГТМ. Такие ремонты напрямую влияют на рост числа отказов по причине засорений. Третьей по значимости причиной ремонтов стала коррозия ГНО, которая также приводит к увеличению отказов из-за засорений мехпримесями (рис. 7).

Рис. 7. Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН на 2011 год
Рис. 7. Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН на 2011 год

Хотелось бы отметить, что по причине заводского брака у нас произошел всего один отказ, что свидетельствует о высоком качестве закупаемого оборудования. Сервисное обслуживание УЭЦН также находится на приемлемом уровне.

ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫЕ ОТКАЗЫ УШГН

На долю ШГН за рассматриваемый период пришлось 53,1% преждевременных отказов, что в первую очередь связано с преобладающим использованием на предприятии установок штанговых насосов. В целом в 2011 году число преждевременных отказов УШГН сократилось на 34,5% по сравнению с 2010 годом.

Рис. 8. Основные причины преждевременного выхода из строя УШГН в 2011 г.
Рис. 8. Основные причины преждевременного выхода из строя УШГН в 2011 г.

Основная причина отказов УШГН та же, что и УЭЦН — нарушения технологии эксплуатации скважин (рис. 8). При этом число преждевременных отказов было существенно меньше, чем в 2010 году. Наиболее значительное сокращение отказов произошло по причинам коррозии ГНО (со 100 до 60 отказов), усталостного обрыва штанг (с 79 до 39 отказов), гидратопарафиноотложений (с 73 до 52) и клина плунжера (с 25 до 20). Также снизилось количество отказов, связанных с засорением клапанов и фильтра, ГТМ, обрывом штанг из-за АСПО, неправильным подбором ГНО и т.д. Рост числа отказов произошел только по причине отворота штанг: если в 2010 году зафиксировано семь случаев, то в 2011 — девять.

К сожалению, число отказов по причинам, связанным с сервисным облуживанием насосного парка, несколько увеличилось. Безусловно, мы накладываем на предприятия, предоставляющие некачественные услуги по ремонту скважинного оборудования, штрафные санкции, но полностью проблему это не исключает.

Необходимо отметить, что в 2011 году не было ни одного отказа, связанного с заводским браком нового оборудования, что особенно приятно, так как мы закупаем ШГН без проведения входного контроля.

ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫЕ ОТКАЗЫ УШВН

Доля преждевременных отказов, приходящихся на УШВН, за 2011 год составила 5,25%. Произошло снижение преждевременных ремонтов скважин по сравнению с 2010 годом на 20 отказов (с 53 ремонтов в 2010 году до 33 отказов в 2011 году).

Рис. 9. Основные причины преждевременного выхода из строя УШВН в 2011 г.
Рис. 9. Основные причины преждевременного выхода из строя УШВН в 2011 г.

Причины преждевременных отказов мы, как и в предыдущих случаях, разделили на три группы (рис. 9). Во-первых, это отказы, связанные с нарушениями технологии эксплуатации скважин, среди которых отмечался рост числа отказов из-за клина ротора в статоре (+3 к 2010 г.), также зафиксировано два отказа по причине износа эластомера и один, связанный с ГТМ, (в 2010 г. таких отказов не было). По большей части эксплуатационных причин число отказов сократилось.

Во-вторых, отказы, связанные с нарушением технологии подземного ремонта. Зафиксированы два отказа по причине аварий с ГНО: в обоих случаях произошел отворот НКТ из-за неправильной разгрузки ГНО на забой. Один отказ был по причине негерметичности НКТ, и один (прочие причины) — из-за разгерметизации устьевой арматуры в связи с некачественным креплением кольца уплотнительного конуса арматуры. Число отказов из-за обрыва штанг сократилось с трех в 2010 году до одного в 2011.

В-третьих, отказы, связанные с нарушением технологии ремонта скважинного оборудования. Имели место один отказ из-за отворота штанг вследствие неисправности верхнего привода, два отказа — из-за заводского брака. Среди прочих причин отказов — запарафинивание из-за некачественной промывки, обрыв штанг из-за клина ротора вследствие вздутия эластомера газом, а также разрушение эластомера вследствие запарафинивания ГНО и последующего его перегрева.

КОРРОЗИЯ: ЗАЩИТА ПЭД И ПШ

С 2004 года на предприятии проводятся ОПИ антикоррозионных покрытий ПЭД различных составов (стекловолокно, пластурел, цинотан/ферротан). В результате СНО ПЭД возросла с 170 до 1500 сут  и более. Даже в самом проблемном ЦДНГ №4 СНО ПЭД с антикоррозионным покрытием составила 870 сут.

Рис. 10. Динамика ПЭД с антикоррозионным покрытием и числа отказов по причине коррозии
Рис. 10. Динамика ПЭД с антикоррозионным покрытием и числа отказов по причине коррозии

За 6 месяцев 2012 года произведена антикоррозионная обработка 26 комплектов ПЭД (рис. 10). На 01.07.2012 года 36 добывающих скважин (52% осложненного коррозией фонда) были оснащены ПЭД с антикоррозионным покрытием.

В 2008 году в ЦДНГ-4 начата программа ОПИ антикоррозионной протекторной защиты ПЭД разработки ООО «ПермНИПИнефть». На 01.07.2012 года в эксплуатации находились 20 протекторов. За это время зафиксировано 11 преждевременных отказов ПЭД, проанализировав причины которых мы установили, что применение протекторной защиты ПЭД не эффективно при дебите скважин свыше 60 м3/сут.

Так как в связи с запуском программы ОПИ противокоррозионных протекторов объемы обработки ПЭД антикоррозионным покрытием были сокращены, а эффективность протекторной защиты оказалась недостаточной, на ближайшие годы запланировано восстановление объемов работ по нанесению покраски на ПЭД.

В начале 2011 года мы запустили проект по внедрению устьевых полированных штоков производства компании SBS (Австрия). До их внедрения СНО по всем скважинам составляла 144 сут, после — 410 сут. Динамика внедрения ПШ SBS приведена на рис. 11.

Рис. 11. Динамика внедрения устьевых штоков производства SBS
Рис. 11. Динамика внедрения устьевых штоков производства SBS

Однако справедливости ради следует отметить, что качество последних партий ПШ заметно хуже, по ним уже зафиксированы отказы. В этой связи мы решили опробовать ПШ других производителей, и если их наработка окажется на приемлемом уровне, тогда мы сможем полностью перейти на них.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Дмитрий Юрьевич, скажите, пожалуйста, вопрос комплексной химизации технологических процессов вы не прорабатывали?
Дмитрий Ренев: Продумывали на уровне руководства предприятия, но проблема заключается в подходе к оценке эффективности по себестоимости тонны нефти. Так что на сегодняшний момент решение по комплексной химизации еще не принято.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
ГРП с созданием каналов и применение цилиндрического проппанта
Анализ эффективности методов защиты ГНО, применяемых на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2022

Инженерная практика

Выпуск №02/2022

Защита оборудования от коррозии. Механизированная добыча. Наземное оборудование
Комплексный подход к мониторингу коррозии и эрозии, электрохимическая защита трубопроводовСнижение вязкости нефти и защита оборудования от мехпримесей на Баклановском месторожденииВнутритрубная обработка природного газа: поточная регенерация метанола, интеллектуальные блоки входных манифольдов и др.Исследование причин отказа стальных НКТ, испытания металлопластмассовых трубСовершенствование НД и сертификация персонала в области противокоррозионной защитыЭксплуатационные испытания защитных покрытий
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Арматура 2022
Производственно-техническая отраслевая конференция

Арматура ’2022. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Импортозамещение. Новые вызовы.

24 - 26 мая 2022 г., г. Уфа
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтегазовых компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: подтверждение производства промышленной продукции на территории РФ в соответствии с требованиями Правительства Российской Федерации; импортозамещение, входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке, развитие производственного потенциала отрасли в РФ, проведение технических аудитов со стороны Заказчика.