Ануфриев Сергей Николаевич Начальник производственного отдела — заместитель начальника УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Годовая добыча нефти ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» превышает 8 млн т, действующий фонд по состоянию на конец 2010 года составил около 1900 скважин, из них 1700 эксплуатируются УЭЦН.

Среди осложняющих условий эксплуатации скважин в первую очередь следует выделить засорение насоса мехпримесями (536 скважин), отложение солей на рабочих органах погружного насоса (423 скважины), негативное влияние газа (385 скважин), отложение парафинов и гидратов в полости НКТ (610 скважин). Еще одним осложняющим фактором выступает механическое повреждение кабеля: риски повреждения погружного кабеля при СПО составляют 1255 ремонтов в год.

БОРЬБА С ЗАСОРЕНИЕМ МЕХПРИМЕСЯМИ

Для борьбы с отказами по причине засорения насоса мехпримесями используются следующие методы: применение фильтров ЖНШ; плавный вывод на режим УЭЦН с мониторингом выноса мехпримесей (КВЧ); качественная подготовка забоя скважины к спуску УЭЦН; работа с производителями по повышению надежности оборудования. Внедрение фильтров позволяет существенно снизить влияние мехпримесей, что подтверждается ростом среднего показателя наработки на отказ (рис. 1).

Наибольшую эффективность эти фильтры показывают на скважинах со значительным выносом проппанта: фильтр превращает проппант в мелкодисперсную среду, которая выходит на поверхность, что позволяет избежать засорения насоса. При этом фильтр не может полностью предотвратить отказ при выносе глинистых пород, происходит залипание приемной сетки фильтра, и насос останавливается из-за отсутствия подачи. В будущем компания планирует внедрение новых разработок щелевых фильтров производства ЗАО «Новомет», которые способны решить проблему залипания фильтра.

В 2005-2010 годах доля рабочих органов, изготовленных из серого чугуна, снизилась с 45 до 2,4% (рис. 2). Предполагается, что она будет снижаться и дальше за счет перехода на оборудование, изготовленное из износостойких материалов. Дело в том, что применяемый нами проппант обладает повышенной абразивностью, что, в свою очередь, обусловливает повышенный износ рабочих органов насоса.

БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЯМИ СОЛЕЙ

В компании нашли применение различные методы борьбы с отказами из-за отложения солей в насосе, однако не все они показали хорошие результаты, поэтому от некоторых пришлось со временем отказаться. Так, при использовании погружных скважинных контейнеров эффект продолжался около 6 месяцев, после чего постепенно сходил на нет, и скважина вновь требовала защиты, что послужило причиной отказа от применения данного метода.

Следующий метод – применение рабочих аппаратов из полимерного материала, – с одной стороны, показал хорошие результаты: отсутствие отложений солей на поверхностях рабочих органов. С другой стороны, мы столкнулись с ситуацией, когда мехпримеси, попадая внутрь насоса, приводили к полному разрушению рабочих аппаратов и отказу оборудования. Соответственно, эту методику тоже пришлось исключить из практики.

Еще одной методикой, не оправдавшей возложенных на нее ожиданий, стало применение магнитных активаторов: эффект от ее применения не соответствовал заявленному производителем.

В итоге мы остановились на закачке ингибитора через систему ППД и через устьевой дозатор (УДР). На начальном этапе мы внедряли главным образом разовую закачку ингибитора через систему ППД, затем, уточнив требования, стали закупать дозаторы и постепенно переходить к закачке через УДР. По состоянию на конец 2010 года практически вся закачка ингибитора осуществлялась посредством дозаторов. Причиной ухода от системы закачки через ППД послужили частые случаи неправильной дозировки ингибитора – его перерасход или недозакачка (и, как результат, отсутствие эффекта), которые приводили к дополнительным затратам. В отличие от закачки через ППД применение устьевого дозатора дает возможность точно рассчитать необходимое количество ингибитора с учетом особенностей той или скважины.

Внедрение технологии закачки ингибитора позволило снизить количество отказов из-за солеотложений (рис. 3). Суммарный эффект от сокращения количества отказов при использовании УДР составил 818 949 руб/год. СНО оборудования скважин, осложненных солеотложениями, выросла со 160 до 389 суток.

С июня 2009 года параллельно с мониторингом выноса ингибитора с целью оптимизации затрат за счет остановки УДР отслеживаются скважины с большой наработкой (600 суток и более). Было остановлено 38 УДР, в том числе 27 в 2009 году и 11 – в 2010 году. 18 скважин из 38 отказали со средней наработкой 1131 сутки и с периодом без защиты 244 суток. Остальные 20 скважин по состоянию на конец 2010 года продолжали работать со средним МРП 1014 суток и периодом без защиты 136 суток.

С октября 2009 года в качестве эксперимента на 7 скважинах снижена дозировка ингибитора «Акватек 525» с 0,045 до 0,035 г/м³. В результате две скважины отказали со средней наработкой 584 суток (отложения солей не обнаружено). Остальные скважины по состоянию на конец 2010 года продолжали работать, МРП после снижения дозировки составил 315 суток.

В дальнейшем планируется продолжить остановки УДР с большой наработкой и дальнейшим мониторингом, а также увеличить количество УДР со сниженной дозировкой.

БОРЬБА С НЕГАТИВНЫМ ВЛИЯНИЕМ ГАЗА

Большинство скважин компании осложнено высоким газовым фактором: этот показатель колеблется от 300 до 1000 м3/т. Если газ попадает внутрь насоса, последний начинает работать вхолостую и выходит из строя. Для минимизации влияния газа на процесс механизированной добычи применяются мультифазные насосы МФОН производства ЗАО «Новомет», MVP Centrilift, многофазные насосы осевого потока «Посейдон»™ компании REDA. Кроме того, используются высокоэффективный газосепаратор ГН ЗАО «Новомет», термостойкие двигатели, термостойкие вставки кабельных линий. Подбор оптимального режима работы осуществляется с помощью СЧП.

Мультифазный насос, разработанный ЗАО «Новомет-Пермь», представляет собой предвключенное устройство, способное работать с содержанием свободного газа на приеме насоса до 70%. Его работа основана на сжатии ГЖС и уменьшении объема свободного газа. Насос прокачивает ГЖС через основной насос, чем предотвращает образование в нем газовых пробок, что позволяет устранить срыв подачи. ГЖС при этом не выбрасывается в затрубное пространство, а проходит через основной насос. В НКТ за счет газлифт-эффекта газ совершает полезную работу, увеличивая КПД установки. Данный насос имеет абразивостойкую конструкцию и может эксплуатироваться в скважинах с концентрацией абразива до 1000 мг/л.

Системы УЭЦН, оснащенные многолопастным мультифазным насосом MVP, могут успешно перекачивать жидкость с содержанием свободного газа до 75% (прирост добычи при этом составляет 10-15%). УЭЦН, укомплектованные системой мультифазного насоса MVP, обладают повышенной производительностью, способны перекачивать выросший за счет газа объем смеси без образования газовых пробок, а также в целом характеризуются повышенной надежностью. Они обеспечивают необходимый перепад давления, сокращают вероятность отказа системы, что ведет к увеличению потенциала добычи нефти в условиях повышенного содержания свободного газа в газожидкостной смеси.

Другой многофазный насос осевого потока – «Посейдон»™ позволяет эффективно перерабатывать в больших количествах газ, выделяющийся из раствора. Система может быть установлена либо над газосепаратором, либо над стандартным приемным модулем. Система «Посейдон» позволяет увеличить дебит и расширить область применения погружного насоса в нефтяных скважинах с большим содержанием газа, где дебит ограничен возможностью центробежного насоса работать с газом. Центробежные насосы разработаны для подачи жидкостей, поэтому при наличии большого количества газа напор снижается. При прохождении по многофазному насосу «Посейдон»™ объем газа снижается за счет компрессии. Лабораторные испытания и результаты применения на месте продемонстрировали, что «Посейдон»™ успешно работает в скважинах с объемным содержанием газа до 75%, что значительно превышает возможности обычных газодиспергаторов на 4045%. Применение системы «Посейдон» способствует ускоренному прохождению пробок в горизонтальных скважинах, улучшению характеристик ЭЦН.

В результате применения мультифазнных насосов зафиксировано снижение количества отказов по причине влияния газа на 48%, числа остановок по причине срыва подачи – на 12%. Всего на смонтированных за 2 года мультифазных насосах зафиксировано 6 отказов по причине влияния газа. Данные скважины характеризуются высоким газовым фактором (к примеру, скв. 6514 Новогоднего месторождения).

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ И ГИДРАТОВ

Значительная часть скважин «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» расположена в зоне вечной мерзлоты, что на глубинах до 900 м создает проблемы, связанные с отложением парафинов и гидратообразованием. Длина гидратных пробок порой достигает сотен метров.

Для борьбы с АСПО и гидратообразованием мы пробовали применять разные методы: очистку фонтанного лифта механическим способом, обработку горячей нефтью, греющий кабель, химические шашки, магнитные активаторы. Последние две технологии показали низкую эффективность, поэтому от их применения пришлось отказаться. В настоящее время для защиты от АСПО используются очистка фонтанного лифта механическим способом и греющий кабель. Подрядчик самостоятельно определяет периодичность обработки каждой скважины (рис. 4). Соответственно, если скважина выходит из строя, все затраты по ее ремонту несет подрядчик.

При обработке скважин от АСПО и гидратов применяется механический скребок фрезерного типа, который позволяет эффективно производить очистку лифта НКТ от гидратов и АСПО. Диаметр очистных головок такого скребка составляет 36-58 мм, диаметр штанги (груза) – 26-33 мм.

БОРЬБА С ОТКАЗАМИ ИЗ-ЗА МЕХАНИЧЕСКОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ КАБЕЛЯ

Еще одной распространенной причиной отказов, особенно в наклонно-направленных скважинах, служит механическое повреждение кабеля. В борьбе с отказами по этой причине важную роль играет организация производства, в частности, супервайзерский контроль СПО и претензионная работа. Также применяются протекторы и протектолайзеры.

Проблема защиты кабеля остро встала в 2005 году, с увеличением масштабов его прокладки. В 2006 году было выявлено 136 отказов УЭЦН по причине мехповреждения кабеля. Кроме того, было выявлено 118 случаев мехповреждения кабеля во время СПО при других причинах отказов УЭЦН, что приводило к значительным убыткам. Применение протекторной защиты позволило к 2010 году сократить число отказов до 43, а количество случаев мехповреждения – до 28 (рис. 5; рис. 6).

Сегодня в компании применяются протекторы различных модификаций (рис. 7). Наиболее востребованы протекторы модификаций ПК и П(КЗ) К (Ш). В их конструкции есть недостатки, связанные с возникновением дефектов при спуске в скважину. Так, при спуске протекторов кабеля модификации П(КЗ) К (Ш) с креплением створки протектора в виде защелки происходит слом последней из-за ее ненадежного соединения. При спуске протектора кабеля модификации ПК с болтовым креплением створки происходит смятие корпуса протектора с последующей развальцовкой болтового соединения.

В связи с этим было принято решение начать переход на протекторы модификации ПП. Они отличаются следующими особенностями конструкции:

• пружинные скобы и кабельный канал шириной 42 мм позволяют протектору крепить кабель УЭЦН сечением 3×16 и 3×25 мм в широком диапазоне толщин от 12,5 до 16,5 мм. Удержание обеспечивают пружинные скобы, обладающие возможностью изменять диаметр в зависимости от толщины кабеля;
• длина протектора составляет 355 мм, что позволяет обеспечить прилегание кабеля по всей длине НКТ и исключить смятие брони кабеля при облегании им муфты трубы;
• форма протектора обеспечивает минимальный внешний габарит 114 мм, что может служить техническим преимуществом в сравнении с применяемой продукцией того же назначения;
• все рабочие элементы протектора: пружинные скобы, шарнирные и замковые соединения – защищены экранными элементами и обеспечивают высокую надежность всего изделия. При сохранении геометрии протектора при эксплуатации срок его службы порядка 5-6 СПО;
• обтекаемая конфигурация протектора исключает его «зацепы» при спускоподъемных операциях об обсадную колонну даже на участках скважины, имеющих максимальную кривизну.