ООО «РН-Пурнефтегаз» осуществляет свою деятельность на лицензионных участках ОАО «НК «Роснефть», расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе. Увеличение добычи углеводородов, в том числе за счет ввода новых скважин из бурения, выполнения программы ГТМ, использования современных технологий и модернизации и обновления производства — приоритетное направление деятельности

Общества. Основная же задача отдела по работе с механизированным фондом заключается в увеличении наработки на отказ добывающего оборудования действующего фонда скважин.

С 2008 по сентябрь 2012 года действующий фонд скважин Компании сократился на 17% за счет уменьшения числа скважин, оборудованных УШГН. В то же время фонд скважин, эксплуатируемых УЭЦН, вырос на 17% и в сентябре 2012 года составлял 1538 скважин (рис. 1). Такое сокращение фонда УШГН обусловлено проведением программы ГТМ (ИДН, ГРП, ОПЗ) с последующей сменой способа эксплуатации (на УЭЦН переведено около 50% скважин), а также переводом части скважин в фонд ППД (10%), остановкой по причине высокой обводненности (20%) или выводом в бездействие (20%).

При росте числа скважин, оборудованных УЭЦН, отмечается тенденция снижения количества отказов УЭЦН с наработкой до 180 суток (преждевременный отказ). За 2012 год ожидается 559 отказов скважин с наработкой до 180 суток, что в 1,9 раз меньше чем в 2008 году.

ОСОБЕННОСТИ ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА

Всего 12% скважин действующего фонда УЭЦН не подвержены повышенному влиянию осложняющих факторов. Наиболее часто встречаемый вид осложнений — мехпримеси, избыточное содержание которых приводит к отказам погружного оборудования из-за засорения и износа рабочих органов. На долю осложненных мехпримесями скважин по состоянию на сентябрь 2012 года приходилось 67% всего действующего фонда, или 1026 скважин. Всего с 2008 года по сентябрь 2012 года на действующем фонде «РН-Пурнефтегаза» произошел 1181 отказ ГНО по причине засорения (табл. 2, 3). При этом за последние пять лет нам удалось сократить число отказов по этой причине в 3,5 раза (в 2012 году планируется не выйти за пределы 120 отказов).

С случае более 90% скважин осложненного фонда осложнения носят смешанный характер. Так, фонд, осложненный мехпримесями, включает 24,5% скважин, осложненных АСПО, 24% — солеотложениями, 14,5% — коррозией и 9% скважин, осложненных высоким Гф. Такая ситуация обуславливает дополнительные проблемы при работе с фондом, так как защита должна осуществляться комплексно в зависимости от степени смешанности осложнений каждой конкретной скважины.

На рис. 2 представлены методы защиты от наиболее распространенных типов осложнений в ООО «РН-Пурнефтегаз».

МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ

Технологии защиты от мехпримесей условно можно разделить на химические и механические. К химическим методам относятся ОПЗ по технологии «ЛИНК», а также применение УДЭ для закачки ингибитора солеотложений.

Сущность технологии «ЛИНК» заключается в частичном заполнении межзернового пространства отверждаемой смолой за счет размазывания ее гидрофобной жидкостью. В результате реакции введенных реагентов выделяется газ, за счет чего повышается адгезия пленки смолы к минеральным зернам, а при перепаде давления происходит образование пористой структуры.

С 2008 по 2012 год мы выполнили 91 скважино-операцию по этой технологии, в результате чего СНО выросла в 2,6 раза, а более чем двукратного уменьшения КВЧ удалось добиться без снижения продуктивности скважин (рис. 3).

Второй химической метод — закачка ингибиторов солеотложения через УДЭ — стал применяться после выявления в минералогических анализах составов отложений с рабочих органов УЭЦН кальцитов в объеме до 15%. В настоящее время УДЭ оборудовано 20 скважин. В результате наработка также увеличилась более чем в два раза.

Механические методы защиты, применяемые на осложненным фонде предприятия, включают переход на высоконапорные УЭЦН, использование пусковых муфт и верхних шламоуловителей в комплекте с высокогерметичными клапанами КМ.

Внедрение с 2008 года высоконапорных УЭЦН, помимо уменьшения абразивного износа рабочих органов за счет снижения скорости их вращения, обеспечило средний прирост дебита нефти в 4 т/сут. Например, внедрение высоконапорных ЭЦН в 2011–2012годы позволило увеличить СНО на 32 сут, а на данный момент средняя текущая наработка составляет 132 сут (рис. 4, а). При этом потребляемая мощность высоконапорной УЭЦН сопоставима с потребляемой мощностью УЭЦН обычного напора (рис. 4, б).

Применение пусковых муфт позволяет облегчить запуск ПЭД и снизить пусковые токи. Муфта устанавливается между ГЗ и ПЭД. Конструкция муфты при запуске ЭЦН позволяет редуцировать момент сопротивления на его валу до 10 раз, что кратно снижает пусковой крутящий момент на валу ПЭД и, как следствие, пусковые токи. За 2010–2012 годы пусковая муфта была внедрена в 17 скважинах, в результате число остановок по причине ЗП и по «клину» ГНО сократилось в 2,7 раза. Успешность запусков без технологических обработок составляет 78% (рис. 5). Для мобильного расклинивания ЭЦН мы применяем мобильный ЧРП SpeedStar. За 10 месяцев 2012 года было проведено 417 скважино-операций с коэффициентом успешности 84,4%.

С начала внедрения верхних шламоуловителей в комплекте с высокогерметичными клапанами прирост наработки составил порядка 45 сут, в то время как применение фильтров МВФ-5, ШУМ-5, ЖНШ было малоэффективно. Применение данного оборудования позволило сократить отказы из-за слома вала при остановках насосов. Кроме того, данный тип шламоуловителей отличают простота конструкции, возможность изготавливать собственными силами и низкая стоимость.

Применяются двух типоразмеров: ШУ73 до 370 ^м3/сут и ШУ89 от 370 до 480 м³/сут.

КОРРОЗИЯ ВСО

Снижение отказов по причине коррозии УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз» обусловлено применением в скважинах оборудования в антикоррозионном исполнении совместно с центраторами анодной защиты. За 2008–2012 годы число отказов по этой причине удалось сократить в три раза (69 против 23).

С января 2012 года на базе ПГБ ООО «ЮАС» на погружные узлы УЭЦН методом газопламенного напыления наносится монельное покрытие. За 10 месяцев было обработано и спущено в скважины коррозионного фонда 382 установки. До внедрения этого метода защиты по данным скважинам было зафиксировано 118 отказов по причине коррозии УЭЦН, СНО составляла 105 сут. За весь период внедрения зафиксировано 10 отказов по той же причине.

Кроме нанесения монельного покрытия, для защиты от коррозии ГНО применяется протекторная защита, которая представляет собой разновидность катодной защиты. Основные принципы работы такой защиты следующие: к защищаемой конструкции присоединяют элемент, изготовленный из более электроотрицательного металла, который, растворяясь в окружающей среде, защищает от разрушения основную конструкцию. После полного растворения протектора его необходимо заменить. Протектор работает эффективно, если переходное сопротивление между ним и окружающей средой невелико.

Для того чтобы предотвратить коррозию НКТ, мы постепенно переходим на внедрение хромированных (Cr13%) труб в скважинах с повышенной агрессивностью среды. С середины 2009 года мы приступили к внедрению хромированных НКТ группы прочности L80-Cr13 производства китайских и японских компаний и получили высокие показатели СНО (рис. 6). Однако высокая стоимость таких туб (более чем в 3 раза дороже НКТ в обычном исполнении) серьезно ограничивает масштабы внедрения. Кроме того, необходимо применять специальные переводники для исключения контакта хромированной трубы с железо- содержащими металлами (подвесные патрубки, ловильные головки УЭЦН).

Также на предприятии проводятся испытания стеклопластиковых НКТ. Так, за период с июня по октябрь 2012 года в пять скважин, ранее отказавших по причине коррозии НКТ, были спущены 73-мм стеклопластиковые НКТ производства фирмы «ФаберГлассРус». В результате наработка увеличилась с 74 до 108 сут и продолжает расти (рис. 7).

В настоящее время на скважине №3201 куста 48 Барсуковского месторождения проводятся ОПИ внутритрубного протектора (ВПК), который предназначен для снижения скорости коррозии в НКТ и лифтовых соединениях, где в обычных условиях коррозионные процессы протекают наиболее интенсивно. Процесс основан на превращении анодной зоны муфтовых соединений в катодную посредством установки протекторов, выполненных из сплавов цветных металлов. При этом роль анода выполняют протекторы, отвлекая на себя процесс электрохимической коррозии. До внедрения ВПК-73 по скважине было зафиксировано два отказа из-за коррозии НКТ, а СНО составляла 131 сут. На 12.11.2012 г. текущая наработка по скважине составляла 274 сут.

Кроме того, для борьбы с коррозией ВСО мы применяем и химические методы. В настоящее время 69 скважин коррозионного фонда оборудованы УДЭ для закачки ингибитора коррозии. В 34 скважинах применяем ингибитор «КорМастер 1035» производства «Мастер Кемикалз», а в 35 — Сонкор 9022б производства ЗАО «Опытный завод Нефтехим». Результаты внедрения данного вида защиты приведены на рис. 8.

СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

Для защиты скважин от солеотложений мы также применяем ингибиторную защиту (рис. 10). На сегодняшний день через УДЭ ингибиторами солеотложений обрабатываются 247 скважин. В результате наработка была увеличена в 2,1 раза. Основной реагент — «Инфор-1», но при необходимости мы можем применять ингибиторы «Инсан», «Солмастер» и «Акватек». Опыт применения ФЛЭК-5 был неудачным: данный тип ингибитора не подходит для наших климатических условий и в зимний период замерзает.

Помимо подачи реагентов через УДЭ, мы проводим ОПЗ ингибиторами солеотложений. С 2008 по 2011 год проведено 56 таких ОПЗ, из которых 20% пришлось на мини-задавки при тяжелых растворах глушения. За счет применения блокирующего состава «БСГ-Галит» удалось сократить число преждевременных отказов ЭПО до минимума. Эффективность применения данных блок-пачек кратно повышается при отсутствии в плане ТКРС работ с пластом.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Подводя итоги, отметим, что все перечисленные технологии позволили увеличить МРП работы скважин фонда УЭЦН в 1,7 раз (рис. 9) и сократить число скважин ЧРФ в пять раз (табл. 4).

Для увеличения СНО и МРП в ООО «РН-Пурнефтегаз» на 2013 год запланированы следующие мероприятия:

• продолжение внедрения хромированных НКТ с содержанием хрома 13%;
• дальнейшее внедрение стеклопластиковых НКТ с защитным покрытием муфт;
• применение ПЭД, ГЗ и ГС из нержавеющей стали.
• внедрение внутритрубных протекторов защиты от коррозии.