Суетин Сергей Александрович Ведущий специалист ОРМФ УДНГиГК ООО «РН-Пурнефтегаз»

В структуре действующего фонда «РН-Пурнефтегаза» есть 1433 скважины, которые эксплуатируются УЭЦН, на них приходится порядка 90% добываемой нефти. Основными показателями работы с механизированным фондом являются средняя наработка на отказ и межремонтный период работы скважин (рис. 1). Большая часть скважин относится к осложненному фонду.

К работе с осложненным фондом в «РН-Пурнефтегазе» подходят комплексно. Проводимое ранжирование осложнений показало, что 97% осложнений имеют смешанный характер. Так, 975 скважин, осложненных мехпримесями, включают 36% из 311 скважин, осложненных солеотложениями, 28% из 433 скважин, осложненных АСПО, 19% из 128 скважин коррозионного фонда и т.д. (рис. 2). При этом основной проблемой является осложнение мехпримесями, что приводит к засорению, заклиниванию и преждевременному износу рабочих органов насоса. На такие скважины приходится около 76% осложненного фонда.

Универсального способа борьбы с мехпримесями нет, поэтому в компании применяются и механические: фильтры, шламоуловители, включенные в состав установки, и химические: укрепление ПЗП смолами и полимерными композициями.

МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

В конце 2009 года были испытаны фильтры МВФ-5, ЖНШ и шламоуловители ШУМ (см. табл. 1).

В целом эффективность работы фильтров МВФ-5 низкая. Из четырех скважин только одна отработала более 100 суток благодаря низкому уровню КВЧ (82 мг/л), по остальным скважинам наработка не превысила 30 суток (в среднем 22 суток, среднее КВЧ – 159 мг/л). Снижения КВЧ не произошло вовсе. Все это говорит о низкой эффективности данных фильтров на фонде, осложненном мехпримесями, конкретно в «РН-Пурнефтегазе».

Что касается фильтров ЖНШ, то в результате их внедрения СНО снизилась на 25 суток. Основная проблема заключается в том, что при проходном сечении в 0,2 мм не создается должной защиты от механических примесей, так как частицы размером менее 0,2 мм беспрепятственно попадают в насос. Вторая же, не менее значимая, проблема – это заиливание, когда глинистыми композициями забивается поверхность фильтра ЖНШ. Поэтому мы отказались от массового внедрения этих фильтров и избирательно подходим к их применению.

Говоря о результатах внедрения шламоуловителей типа ШУМ, необходимо отметить, что из-за малого объема накопителя (всего 8 л) даже на малодебитном фонде, средняя производительность скважин которого составляла 30 м³/сут, время заполнения шламоуловителя в среднем составляло:

• при условии 100%-ного осаждения мехпримесей – 7 суток;
• при условии 50%-ного осаждении мехпримесей – 15 суток.

В 2010 году на фонде, осложненном мехпримесями, и в скважинах с большим числом остановок изза заклинивания была внедрена пусковая муфта. Муфта пусковая предназначена для облегчения запуска погружного электродвигателя в приводах погружных электроцентробежных насосов. Она устанавливается между гидрозащитой и ПЭД. Конструкция муфты позволяет при запуске погружного электронасоса редуцировать момент сопротивления на его валу до десяти раз, что кратно снижает пусковой крутящий момент на валу ПЭД и, как следствие, пусковые токи. Применение пусковых муфт существенно облегчает запуск УЭЦН в осложненных условиях, таких как подклинка установок при выносе механических примесей, работа после гидроразрыва пласта. После внедрения пусковых муфт число остановок по причине срабатывания ЗП сократилось с 123 до 45. Успешность запусков установок с пусковыми муфтами без подхода звена холодных или горячих обработок составляет 78%, тогда как на установках без пусковых муфт успешность составляет 58%.

Также в 2010 году была внедрена новая методика – использование высоконапорного оборудования. В скважину спускались установки с напором, превышающим глубину спуска в 1,4-2,5 раза, и эксплуатировались на частоте 35-40 Гц. Преимуществами данной технологии стали уменьшение вероятности засорения насоса из-за увеличенного размера проходных сечений в ступенях, отсутствие рисков отказов по причине перегрева ПЭД, а также то, что вследствие снижения числа оборотов снижается и абразивный износ (рис. 3). Всего было внедрено 167 установок, из них отказали 137 (СНО – 92 суток, до – 75 сут), 30 до сих пор находятся в работе (текущая СНО – 168 суток, СНО до внедрения – 139 сут).

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

Из химических методов, внедряемых в «РН-Пурнефтегазе», хотелось бы выделить технологию укрепления ПЗП составами «ЛИНК». Технология заключается в закачке отвердителя и газообразователя. В результате образуется пористая структура, которая задерживает (скрепляет) механические примеси в пласте.

Особенности технологии:

• частичное заполнение межзернового пространства отверждаемой смолой за счет размазывания ее гидрофобной жидкостью;
• повышение адгезии пленки смолы к минеральным зернам за счет реакции введенных реагентов с выделением газа;
• при перепаде давления образуется пористая структура вследствие выделения газа.

На сегодняшний день проведена 21 скважинооперация, в том числе 9 – на базовом фонде, 10 – после ПВЛГ, 2 – после скважино-операций по ИДН. В результате произошли следующие изменения: дебит жидкости возрос от 72 до 98 м³/сут (36%); СНО возросла от 42 до 78 сут (87%); КВЧ уменьшилось с 203 до 107 мг/л (47%) (рис. 4). Увеличение СНО происходило следующим образом: на базовом фонде на 60%; по скважинам с ранее проведенными ПВЛГ – на 79%, при этом КВЧ снизилось в 2,3 раза. Количество излеченного песка при нормализации забоя сократилось более чем в 2 раза.

Также в этом году испытывается новый раствор SandAid™ от Weatherford. Этот состав представляет собой полимер очень низкой молекулярной массы, который при добавлении в водные растворы быстро покрывает любые оксиды металла или анионные частицы, например, проппанта, песка или угля, изменяет потенциал твердых поверхностей, сдвигает потенциал в оптимальный диапазон, а также обеспечивает усиленное притяжение между частицами для оптимального расположения проппанта, частичек песка или угля. На данный момент составом SandAid™ обработа но две скважины, текущие наработки составляют 10 и 15 суток, так что пока об эффективности метода говорить рано.

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

За счет того, что в «РН-Пурнефтегазе» постоянно растут обводненность продукции, депрессия на пласт и количество отбираемой продукции, увеличиваются коррозионный фонд скважин и число отказов ГНО из-за коррозионно-эрозионного износа (рис. 5). На данный момент коррозионный фонд состоит из 128 скважин, причем многие из них входят в так называемый часторемонтируемый фонд. В 2008 году число отказов по коррозии ПЭД и коррозии НКТ было почти одинаковым.

Сейчас благодаря внедрению антикоррозионного покрытия ПЭД нам удалось сократить число отказов по причине коррозии двигателя в 4 раза, однако трубная коррозия продолжает расти. Для решения этой проблемы в 2010 году проводились испытания трех типов коррозионно-стойких НКТ: НКТ с термодиффузионным покрытием цинком от компании «Неоцинк», хромированных («хром-13») НКТ японского производства и стеклопластиковых НКТ (рис. 6).

Внедрение НКТ с термодиффузионным покрытием цинка позволило увеличить суммарную наработку в среднем в 2,3 раза (со 103 до 241 суток). Один отказ по причине коррозии НКТ имел место в скв. № 4313 с наработкой 87 суток. Данное покрытие позволяет лишь временно защитить НКТ, так как в процессе эксплуатации на внутренней поверхности образуются коррозионные повреждения и отслоение защитного цинкового слоя. В дальнейшем эта труба может быть использована после обжига и очистки как обычная «черная» труба.

Применение НКТ с 13%-ным содержанием хрома позволило увеличить наработку на отказ по всем скважинам в среднем в 3,2 раза (с 112 до 356 суток), при этом отказов по коррозии НКТ не было. В 2011 году планируется дальнейшее внедрение данной трубы.

Стеклопластиковые трубы также помогли существенно увеличить наработку на отказ по всем скважинам в среднем в 2,9 раза (от 103 до 302 суток). Отказов по коррозии не было. Применение таких труб имеет ограничения по температуре для проведения СПО -30С, что в зимний период делает невозможным проведение ремонтов. Такие НКТ подвержены износу механическими примесями, требуют особого хранения (без воздействия солнечного света), применения специальных инструментов и переводников для монтажа-демонтажа, муфт большого диаметра (95,4 мм).

Также в целях защиты трубы в 2010 году начаты испытания ингибитора коррозии «КорМастер-1035». Суть технологии заключается в непрерывной подаче ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины (корпус ПЭД защищен антикоррозионным покрытием). По результатам ОПИ на скв. № 132 и 4313 Комсомольского месторождения принято решение об увеличении защищаемых скважин до 20 (рис. 7).

На сегодняшний день под закачкой находится 19 скважин. Отказов по коррозии НКТ не было. Увеличение средней наработки по всем скважинам составляет 16 суток (с 81 до 97 суток).

Также для защиты от коррозии в «РН-Пурнефтегазе» применяется электрохимическая защита, аналогичная трубопроводной защите: также подключается станция катодной защиты, есть жертвенные аноды (рис. 8). Внедрение системы электрохимической защиты на кустах № 51, 51Б позволило увеличить наработку по отказавшим скважинам в 2,5 раза (с 78 до 184 суток), или с учетом текущей наработки – в 1,4 раза (с 78 до 107 суток) (рис. 9).

Был проведен анализ результатов внедрения, который выявил, что недостижение эффекта по некоторым скважинам связано с неправильным расположением жертвенных анодов. Совместно с Институтом инженерной инфраструктуры была разработана новая схема расположения анодов (рис. 10). Мы предполагаем в 2011 году внедрить ее и посмотреть, насколько будет эффективна данная защита.

БОРЬБА С СОЛЕОТЛОЖЕНИЯМИ

Из всего осложненного фонда 311 скважин осложнены отложениями солей. Механизм образования солеотложений и их последствия представлены рис. 11. Число отказов по причине отложения солей по «РН-Пурнефтегазу» неуклонно уменьшается благодаря применяемым технологиям (рис. 12).

Неэффективное применение периодических обработок (частые отказы на защищаемом фонде) привело к отказу от данной технологии, и в октябре-ноябре 2008 года весь солеотлагающий фонд, обрабатываемый периодически (105 скважин), был переведен на постоянное дозирование в затрубное пространство скважины с помощью устьевых дозаторов. Применение устьевых дозаторов позволило увеличить наработку на отказ в 3,1 раза, а на скважинах, где при ремонте выполнили обработку призабойной зоны пласта, – в 4,2 раза (рис. 13).

РАБОТА С ФОНДОМ, ОСЛОЖНЕННЫМ БОЛЬШИМ ГФ

«РН-Пурнефтегаз» эксплуатирует ряд месторождений, добыча нефти которых осложнена большим газовым фактором. На них применяется технология насосно-инжекторной добычи (рис. 14): выше динамического уровня устанавливается эжекторная система, которая забирает отсепарированный газ из затрубного пространства и перепускает в НКТ. Внедрение таких установок позволило увеличить наработку на отказ, текущая наработка по данным скважинам составляет 288 суток.

Внедрение этой технологии обеспечивает:

• эффективное использование отсепарированного газа и снижение энергозатрат;
• успешную адаптацию ЭЦН для работы в нестационарных условиях разработки месторождений (изменение пластового давления, продуктивности, газового фактора скважины, обводненности и др.) и поддержку оптимального режима насоса;
• увеличение наработок УЭЦН на отказ и межремонтного периода скважин.

Также в «РН-Пурнефтегазе» на скважинах с газовым фактором более 500 м3/т и дебитом газа более 30 000 м³/сут внедрена новая технология – дискретный газлифт. Суть технологии заключается в создании разности давлений между клапанами, которая достигается за счет роста уровня жидкости в НКТ. Далее энергия расширяющего газа поднимает жидкость на поверхность (рис. 15).

На данный момент в компании работает 8 таких установок, суммарный эффект от внедрения составил 80 т/сут. Основными преимуществами данного метода являются:

• простота конструкции;
• отсутствие необходимости изменения системы сбора;
• возможность работы на фонде с БГФ;
• увеличение СНО по фонду;
• независимость от электрических сетей