Способы борьбы с мехпримесями, Инженерная практика 2 by Андрей Гурьянов

Геология и геологоразведка. Капитальное строительство. Строительство скважин. Повышение нефтеотдачи. Текущий и капитальный ремонт скважин. Механизированная добыча. Транспорт и подготовка УВС.

Инженерная практика №2’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с мехпримесями

Oilfield Engineering

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

Научные подходы к повышению надежности УЭЦН

Методы борьбы с мехпримесями

Опыт борьбы с мехпримесями в ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО «Варьеганнефть» ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Комплексный подход к проектированию системы мехдобычи нефти в условиях выноса мехпримесей

Применяемые технологии и оборудование ООО «Ижнефтепласт», ООО «ЭЛКАМ-Нефтемаш», ИК «ИНКОМП-нефть», ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», ООО «Нефть XXI век», ООО «РосПромСервис»

инженерная практика

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА: Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с мехпримесями

Этот выпуск журнала «Инженерная Практика» рассказывает о способах, опыте и перспективах снижения влияния высокого выноса механических примесей в скважину на эффективность эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Проблема повышенного образования мехпримесей и высокой концентрации взвешенных частиц в добываемой жидкости в последние годы стала едва ли не самым существенным осложняющим механизированную добычу фактором. Это неизбежная и вполне осознаваемая жертва, на которую приходится идти при применении ГРП и повышения депрессии на пласты для увеличения дебитов скважин. Более того, значительную долю наблюдаемых мехпримесей составляют соли и элементы коррозии, что вынуждает вести борьбу с целым комплексом осложнений. К средствам ведения этой борьбы сегодня относятся как специальные материалы и варианты исполнения, повышающие износостойкость глубинно-насосных установок, так и различные виды дополнительного скважинного и поверхностного оборудования, а также целый набор физико-химических методов и организационных решений. Опубликованные в настоящем выпуске материалы отражают результаты и перспективы научно-технического развития, практический опыт ведущих отраслевых компаний, ставят задачи перед разработчиками технологий и производителями оборудования, предлагают как уже опробованные на нефтегазовых промыслах, так и перспективные подходы, методики и решения. Каждый новый номер нашего журнала — это рассказ об инженерной нефтепромысловой практике, средство профессионального общения и образования и повод для уважения к Профессии.

Издатели и редколлегия журнала «Инженерная Практика»

№

2/2010

Производственно-технический журнал «Инженерная Практика», 02’2010 Издатели: ООО «Издательство «Энерджи Пресс» ООО «Би Джи Промоушн» info@energy-press.ru Редколлегия: КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н. kamaletdinov@opserv.ru, www.pump-sovet.ru ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич, заведующий кафедрой, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н. ivanovskivn@rambler.ru www.energy-seminar.ru

Главный редактор: Александр ДОЛГОПОЛЬСКИЙ a.dolgopolsky@energy-press.ru Реклама и услуги Издательства: Евгений БЕЛЯЕВ Маркетинговое агентство BGpromotion Тел.: +7 (903) 580-94-67 E.Belyaev@BGpromotion.ru Издательство Energy Press: Тел./факс: +7 (495) 371-01-74 www.energy-seminar.ru, www.energy-press.ru info@energy-press.ru Почтовый адрес: 109428, Россия, г. Москва, ул. Рязанский проспект, 30/15, а/я 9

Подписка: Оформить бесплатную подписку и скачать электронные версии выпусков журнала можно на вебсайте (www.energy-seminar.ru). Производственно-технический нефтегазовый журнал «Инженерная Практика» — официальное издание семинаров Экспертного совета по механизированной добыче нефти, Издательства Energy Press и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, посвященных совершенствованию производства и технологий в области разработки нефтегазовых месторождений и добычи нефти и газа.

Свидетельство о регистрации СМИ: ПИ №ФС77-38359 от 20 января 2010 г. Воспроизведение материалов журнала «Инженерная Практика» не допускается без соответствующей ссылки на источник.

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с мехпримесями Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями

Камалетдинов Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н. Лазарев Алексей Борисович, начальник производственного отдела ОАО «РМНТК «Нефтеотдача»

Научные подходы к повышению надежности УЭЦН Смирнов Николай Иванович, технический директор ООО «ИМАШ ресурс», к.т.н. Смирнов Николай Николаевич, генеральный директор ООО «ИМАШ ресурс» Горланов Сергей Федорович, менеджер проекта повышения 14 наработки УЭЦН на отказ ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

Опыт борьбы с мехпримесями в ООО «РН-Юганскнефтегаз» 20

Гарифуллин Азат Рифович, главный технолог — начальник ОРМФ ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО 26

Шашкин Михаил Александрович, заместитель начальника отдела добычи нефти и газа по технологии ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

Опыт работы оборудования УЭЦН в условиях повышенного содержания мехпримесей на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Мельниченко Виктор Евгеньевич, главный специалист по технологии и технике добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть», Жданов Александр Сергеевич, начальник технологического отдела ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Использование технологии крепления призабойной зоны скважины «ЛИНК» для ограничения выноса песка 38

Афанасьев Александр Владимирович, начальник отдела подбора и учета оборудования ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР»

Проблемы с выносом механических примесей и пути решения при эксплуатации на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» Емельянов Дмитрий Васильевич, начальник НГДУ «Воткинск», Клыков Виктор Юрьевич, начальник 49 ПТО НГДУ «Воткинск», ОАО «Удмуртнефть»

Фильтр-модули ЖНШ производства компании «КамТехноПарк» — эффективное решение при высоких уровнях КВЧ Опыт применения технологий добычи и ограничения пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений Барсуковского направления

Шакиров Эльмир Ильдусович, главный технолог ООО «РН-Пурнефтегаз»

Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях повышенного содержания мехпримесей Ануфриев Сергей Николаевич, начальник отдела УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», Погорелов Сергей Викторович, руководитель группы расследования отказов и дефектовки оборудования УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Проект «МРП-700» Петренко Андрей Олегович, менеджер проекта по новым технологиям ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Анализ отказов по причине «засорения» по фонду скважин, оборудованных УЭЦН, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» Харитонов Александр Георгиевич, ведущий инженер отдела текущего ремонта скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» 81

Комплексный подход к проектированию системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей Топольников Андрей Сергеевич, с.н.с. отдела скважинных технологий ООО «РН-УфаНИПИнефть», Литвиненко Константин Владимирович, главный менеджер по механизированной добыче ООО «РН-УфаНИПИнефть», Рамазанов Рустэм Рифович, научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Оборудование для снижения влияния механических примесей при добыче нефти механизированным способом Наговицын Эрик Александрович, инженер департамента развития ООО ТД «ЭЛКАМ — нефтемаш»

Механические примеси в нефтедобыче Шайдаков Владимир Владимирович, группа компаний «Нефтегазовый сервис», директор инжиниринговой компании «ИНКОМП-нефть», д.т.н., профессор

Особенности конструкции УШВН, обеспечивающие эффективную эксплуатацию песконесущих скважин Брот Александр Робертович, руководитель группы по винтовым насосам ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент» 104

Кратковременная эксплуатация скважин — эффективный способ эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей Кузьмичев Николай Петрович, директор ООО «Нефть XXI век» 107 Опыт применения низкоадгезионных ЭЦН на фонде скважин, осложненных неабразивными мехпримесями Меркушев Юрий Михайлович, генеральный директор ООО «Ижнефтепласт», Иванов Сергей Федорович, заместитель коммерческого директора ООО «Ижнефтепласт»

111

Современные методы борьбы с пескопроявлением при заканчивании скважин. Скважинные фильтры PPS, PMC, PPK Шакуров Альберт Рустамович, заместитель генерального директора ООО «РосПромСервис»

115

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

120

инженерная практика

ЖУРНАЛ «ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА» представляет СПЕЦВЫПУСКИ «Механизированная добыча» и «Строительство и ремонт скважин» Основное распространение на 8-м «Российском нефтегазовом конгрессе» и выставке «НЕФТЕГАЗ ‘2010» 21-25 июня 2010 года

Выпуск «Механизированная добыча» (№4’ 2010) •

•

обзор и анализ динамики и основных показателей эксплуатации механизированного фонда скважин за 2009–2010 гг. (динамика фонда, межремонтного периода работы скважин, среднего дебита и т.д.); обзор и анализ динамики внешнего сервиса мехфонда (доли, количественные показатели, динамика ПРС, тенденции, комментарии); наиболее значимые новые разработки и внедрения 2009–2010 гг. (основное и вспомогательное глубинно-насосное оборудование, оборудование, технологии и реагенты для борьбы с осложняющими факторами и др.). мнения и комментарии производственников, экспертов и представителей отраслевой науки.

Выпуск «Строительство и ремонт скважин» (№5’ 2010) •

•

обзор и анализ динамики и основных показателей бурения и ввода новых скважин в 2009– 2010 гг. (объемы, география, затраты и др.); обзор и анализ динамики работ в области КРС и интенсификации притока (объемы, приоритеты, эффективность, география и др.); обзор основных проектов в области строительства и ремонта скважин, комментарии участников и экспертов; сервис и супервайзинг в строительстве и ремонте скважин (практика, методики, технологии, оборудование, профессиональное образование).

Распространение • •

• •

подписчики (электронная и печатная версии); направленная рассылка по отраслевой базе профессионалов-производственников и руководителей нефтегазовых предприятий; распространение на Выставке и Конгрессе «НЕФТЕГАЗ ‘2010» увеличенным тиражом; распространение на семинарах Экспертного совета по механизированной добыче нефти (www.pump-sovet.ru) и Издательства Energy Press (www.energy-seminar.ru).

Материалы к публикации принимаются до 01.06.2010. Номера сдаются в печать 04.06.2010.

По вопросам участия в подготовке номеров обращайтесь к Евгению БЕЛЯЕВУ Тел.: +7 (903) 580-9467, e-mail: e.belyaev@bgpromotion.ru Редакция журнала «Инженерная Практика»: Тел./факс: +7 (495) 371-0174, e-mail: info@energy-press.ru №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

Экспертный совет по механизированной добыче нефти Гор. линия: +7 (903) 580-9467. Тел./факс: +7 (495) 371-0174. seminar@pump-sovet.ru www.pump-sovet.ru

Протокол семинара Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Методы борьбы с мехпримесями. 9–10 февраля 2010 г., г. Нижневартовск Семинар был организован Экспертным советом по механизированной добыче нефти совместно с Издательством Energy Press. В работе семинара приняли участие 90 представителей компаний ОАО «НК «Роснефть», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть», ОАО «НГК «Славнефть», ОАО НК «Русснефть», ОАО «АНК «Башнефть», ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», ООО НПФ «Пакер», ООО «Система Сервис», ЗАО «Центрофорс», ООО «Югра-Алнас-Сервис», ООО «Сургут-Алнас-Сервис», ООО «Ойлпамп Сервис», ИК «ИНКОМП-нефть», ООО «Триол-Нефть», ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», ООО «ТД ЭЛКАМНефтемаш», ООО «РУСЭЛКОМ», ООО «Нефть XXI век», ООО «ИМАШ ресурс», ООО «Ижнефтепласт», ООО «РН-УфаНИПИнефть», ЗАО «ПО Стронг», ООО «РосПромСервис», ООО «Орион», ООО «РАМ», Baker Hughes Centrilift, Anton Oilfield Services. Было заслушано 19 докладов, основными темами которых стали: •

обзор существующих методов борьбы с мехпримесями (Экспертный совет);

•

научные подходы к повышению надежности УЭЦН (ООО «ИМАШ ресурс»);

•

комплексный подход к проектированию системы мехдобычи нефти в условиях выноса мехпримесей (ООО «РН-УфаНИПИнефть»);

•

опыт борьбы с мехпримесями в ОАО «РН-Юганскнефтегаз», ОАО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО «Варьеганнефтегаз» ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»;

• •

увеличение МРП при насосной эксплуатации скважин (ООО НПФ «Пакер»); применяемые технологии и оборудование ООО «Ижнефтепласт», ООО «ЭЛКАМ-Нефтемаш», ИК «ИНКОМП-нефть», ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент», ООО «Нефть XXI век», ООО «РосПромСервис».

Резолюция семинара 1. Цели семинара (обмен опытом по применению российских и западных технологий и оборудования, обучение современным методам борьбы с мехпримесями, обсуждение научных подходов к повышению надежности УЭЦН) считать достигнутыми. Отметить высокий уровень организации семинара. Считать необходимым проведение семинара по данной тематике на постоянной основе (один раз в год). 2. Отметить многообразие подходов к организации механизированной добычи нефти в условиях выноса механических примесей. Рекомендовать промысловые испытания новых типов оборудования и технологий. 3. Экспертному совету по механизированной добыче нефти организовать форум «Мехпримеси» на сайте Экспертного совета (www.pump-sovet.ru). 4. Экспертному совету по механизированной добыче нефти доработать обзор существующих методов борьбы с мехпримесями с учетом критериев применимости. Протокол составил КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович, координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н. 4 №2/2010

КАЛЕНДАРЬ СЕМИНАРОВ НА 2010 ГОД info@energy-seminar.ru

www.energy-seminar.ru

Семинары, организуемые Экспертным советом по механизированной добыче нефти в 2010 году совместно с Издательством Energy Press • Осложненные условия эксплуатации погружного нефтепромыслового оборудования. Методы борьбы с коррозией, 18–19 мая 2010 г., гостиница «Башкортостан», г. Уфа • Эффективная эксплуатация малодебитного фонда скважин, 23–24 июня 2010 г., Центр международной торговли (рядом с Экспоцентром), г. Москва • Системы мониторинга и управления для механизированного фонда скважин, 14–15 сентября 2010 г., г. Нефтеюганск • Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы прогнозирования и предупреждения солеотложений, 9–10 ноября 2010 г., г. Нижневартовск Семинары проводятся в формате рабочих совещаний (workshop) и рассчитаны на аудиторию из числа ведущих технологов, технологов цехов добычи нефти и газа, руководителей и специалистов ПТО добычи нефти, отделов внутрискважинных работ, разработки НГМ и работы с мехфондом и других производственных и научно-технических подразделений. Протоколы, архивы и материалы прошедших семинаров, а также подробная информация о ближайших мероприятиях публикуются на вебсайте Экспертного совета – www.pump-sovet.ru. Оформить заявку на участие в семинаре и выступление можно, заполнив специальную форму в разделе «Заявка на участие». По всем вопросам участия, пожалуйста, обращайтесь в Издательство «Энерджи Пресс»: тел./факс: (495) 371-01-74, E-mail: seminar@pump-sovet.ru.

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович Координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н.

ЛАЗАРЕВ Алексей Борисович Начальник производственного отдела ОАО «РМНТК «Нефтеотдача»

ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ ИСТОЧНИКИ МЕХПРИМЕСЕЙ Источники механических примесей, попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа (см. «Источники механических примесей, попадающих в насосную установку»): 1. Пласт, когда мехпримеси — это продукт разрушения горных пород, либо это проппант, закаченный при ГРП, а также кристаллы солей. 2. Технологические жидкости, закачиваемые в скважину: растворы глушения, промывочная жидкость, различные химреагенты, растворитель и тому подобное. Не всегда эти жидкости проходят достаточную подготовку перед закачкой, что в особенности относится к жидкостям глушения. 3. Эксплуатационные колонны, когда колонна корродирует с образованием солей железа. 4. Само глубинно-насосное оборудование (ГНО), неправильно подготовленное, не очищенное на сервисных базах и т.п.

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей также делятся на четыре основных категории

Источники механических примесей, попадающих в насосную установку Источники мехпримесей

Пласт

Технологические жидкости, закачиваемые в скважину

Порода Проппант Кристаллы солей

Мехпримеси находящиеся в растворах глушения, промывочной жидкости, нефти, дозируемых реагентах, растворителях и т.п.

6 №2/2010

Эксплуатационная колонна

Глубиннонасосное оборудование

Продукты коррозии

Песок, продукты коррозии и т.п.

(см. «Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей»). В свою очередь, различают технические и технологические способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину и в саму насосную установку (см. «Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину» и «Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку»). К техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации. Технологические — это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д., а также технологии по закреплению проппанта. Существуют общеизвестные методики и расчетные формулы. По ним можно определить минимально допустимое забойное давление, при котором начинается разрушение горных пород и, соответственно, вынос мехпримесей. Однако эти расчеты очень редко применяются на практике, поскольку, в основном ставится задача достичь необходимого отбора жидкости из скважины. Осознанным последствием при этом становится повышенный уровень мехпримесей, который будет влиять на износ оборудования. Качество технологических растворов — также проблема общеизвестная. Если мы говорим о жидкости глушения, то лучший способ повышения качества приготовления жидкости глушения — метод отстоя. Прочие методы также известны. Смысл в том, что мы должны определять и контролировать определенный показатель КВЧ в жидкостях глушения, в промывочных жидкостях. Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку делятся на технические, к которым относятся установка фильтра на приеме скважины, установка фильтра над насосом, и технологические, которые в принципе совпадают с предыдущей группой: снижение депрессии на пласт, повышение качества подготовки растворов и закрепление проппанта.

инженерная практика Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей

Предотвращение/ ограничение поступления мехпримесей в скважину

ФИЛЬТРЫ, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ НА ПРИЕМЕ УЭЦН Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия мехпримесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров. В фильтре ЖНШ производства ЗАО «НовометПермь» в качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых частиц — 0,1–0,2 мм. Преимуществ у данного фильтра несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает время на ТРС. Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери подпора на приеме насоса. В то же время у фильтров ЖНШ существуют и недостатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН, применяется только с газосепаратором без входного модуля, зависит от габарита погружной установки, имеет достаточно высокую стоимость. Области применения фильтра ограничиваются определенной максимальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (при наличии в добываемой жидкости глины и прочих подобных субстанций) обнаруживается засорение поверхности фильтра. И еще один недостаток: крупные частицы мехпримесей «отбиваются» V-образной проволокой и спускаются на забой. Фильтр ЖНША производства ОАО «АЛНАС» обладает схожей конструкцией, преимуществами и недостатками. Шламоуловитель МВФ производства ЗАО «Новомет-Пермь» представляет собой многослойный фильтроэлемент из пеноникеля, который задерживает частицы диаметром более 0,25 мм. Пористость достигает 99%. Входной модуль оборудован клапаном, срабатывающим при засорении фильтра. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламо-

Предотвращение/ ограничение поступления мехпримесей в насосную установку

Технические решения, применяемые в УЭЦН, УШГН, УВН

Подготовка ствола скважины перед спуском ГНО

уловителей МВФ следует отметить также удобство монтажа без увеличения времени проведения ТРС. При засорении фильтрующего элемента при помощи пластичных клапанов обеспечивается проход жидкости, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести то, что мехпримеси и проппант остаются в фильтре, а также то, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и может применяться только с газосепаратором без входного модуля. В случае шламоуловителей МВФ также существует ограничение по передаваемой валом мощности: для 5-го габарита это 85 кВт, для габарита 5А — 140 кВт. При этом максимальный расход для 5-го габарита — 125 м3/сут., для габарита 5А — 280м3/сутки. К недостаткам также можно отнести сложный и дорогостоящий ремонт данного шламоуловителя. Шламоуловитель ШУМ 5Д производства «НовометПермь» включает в себя диспергирующие ступени и направляющий аппарат (НА) с удлиненной ступицей, ступени УЭЦН. При прохождении диспергирующих ступеней происходит подготовка однородной суспензии,

Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину

Технические

Технологические

Установка фильтра в интервале перфорации

Снижение депрессии на пласт Повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей, химреагентов

Закрепление проппанта

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку

Технические

Технологические

Установка фильтра на приеме насоса

Снижение депрессии на пласт

Установка фильтра над насосом

Повышение качества технологических растворов глушения и промывочных жидкостей

Закрепление проппанта

Шламоуловитель МВФ ЗАО «Новомет-Пермь»

НС ЭЦН

Фильтр МВФ

Входной модуль МВФ

ГЗ

8 №2/2010

Твердость основных материалов мехпримесей (по Моосу) Проппант

Кварц

Плагиоклаз

Обломки пород

6-7

Кальцит

Биотит, мусковит

Гидроокислы железа

Углистое вещество

Глина

далее жидкость проходит пакет ступеней НА с удлиненной ступицей, в которых между наружной поверхностью ступицы и внутренней поверхностью стенки НА осаждаются мехпримеси. Преимущества ШУМ 5Д определяются также удобством монтажа, а также тем, что фильтр улавливает мехпримеси всех размеров и проппант. Недостатки также стандартны. Это увеличение общей длины УЭЦН, а также то, что при большом уровне КВЧ фильтр быстро забивается. Параметры фильтра зависят от габарита УЭЦН. Существует проблема по передаче мощности через вал: известны случаи скручивания шлицов и слома вала. Также существует проблема истончения стенки и слома ступицы аппарата при высокой КВЧ. Имеется ограничение по пропускной способности: 5-й габарит — 125 м3/сутки, габарит 5А — 200 м3/сут. Разработка ЗАО «РЕАМ-РТИ» — входной фильтр ФВПР. Это входной модуль УЭЦН со специальным фильтрующим элементом на основе проволочных проницаемых материалов (ППМ) со специальной структурой. Конструкция обеспечивает дренаж отфильтрованных частиц из внешней кольцевой полости фильтра. Модуль также спускается в составе погружной установки. Его преимущества: модульная конструкция фильтра и неограниченная длина (поверхность). Из очевидных плюсов также следует отметить щелевой эффект ППМ и способность фильтрующих элементов к отбрасыванию примесей при низкой скорости фильтрации. Кроме того, фильтр отличается большой поверхностью, низким гидравлическим сопротивлением, дренажом механических примесей с корпуса фильтра и возможностью регенерации фильтра при ремонте. Погружной сепаратор механических примесей ПСМ, разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (изготовитель ЗАО «Новомет-Пермь»), устанавливается в нижней части погружной установки. В этом случае компоновка должна включать в себя так называемый двусторонний ПЭД, две гидрозащиты. Принцип действия следующий: Поток добываемой продукции поступает из пласта в скважину и затем на

инженерная практика Погружной сепаратор механических примесей ПСМ ПЭД ГЗН

Гидрозатвор

прием центробежного сепаратора. Во вращающемся роторе сепаратора происходит отделение твердых частиц от жидкости в поле центробежных сил. Преимущества данного устройства заключаются в том, что при его использовании после сепарации частицы накапливаются в контейнере, обеспечивается защита УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, производится двухступенчатая сепарация газа, возможна обработка жидкости ингибитором солеотложения. Основной недостаток — сложная конструкция. Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН производится ООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в виде кожуха (труба диаметром 130 мм с нижней перфорированной частью), который распространяется только на длину установки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть выше приемной сетки, на одном конце которой находится приемная сетка увеличенной площади, на другом — муфта для крепления фильтра к ЭЦН. К преимуществам фильтра-кожуха можно отнести улучшенное охлаждение ПЭД, а также собственно способность предотвращать засорение ГНО мехпримесями. Главный недостаток конструкции в том, что ее невозможно применять для эксплуатационных колон диаметром менее 168 мм. И в целом фильтр-кожух увеличивает общий диаметральный габарит, а значит, возникает проблема с подготовкой скважин. То есть в данном случае имеют место все известные недостатки, связанные с применением кожухов. ЗАО «ПО Стронг» выпускает фильтр-насадку ФНТ, которая крепится к компенсатору УЭЦН через пакерразобщитель ПРС-146(168). Установка ПРС-146(168) производится путем долива жидкости в скважину, либо закачкой с помощью агрегата и затем за счет снижения динамического уровня после запуска УЭЦН. К плюсам фильтра можно отнести его способность к самоочищению за счет вибрации УЭЦН, достаточно высокую пропускную способность (до 400 м3/сут.), удобство монтажа, независимость от габарита УЭЦН, а также спуск в составе УЭЦН.

Пластовая жидкость с мехпримесями Механические примеси Пластовая жидкость без мехпримесей

К недостаткам относится риск повреждения уплотнительных элементов пакера при СПО и риск нераспакерования при посадке. Кроме того, существует ограничение по допустимой нагрузке на нижнюю часть двигателя — 500 кг. Фильтр противопесочный типа ФПБ производства завода «Борец» присоединяется к нижней части ПЭД (исполнение ФПБН-85) или к нижней части кожуха электродвигателя (исполнение ФПБК-85). Фильтр ФПБН-85 включает в себя фильтр–насадку ФНТ, предохранительный клапан и разобщитель. Фильтр ФПБК85 отличается отсутствием разобщителя. И, наконец, последний из рассматриваемый группы — скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73 производства ОАО «Тяжпрессмаш». Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К его преимуществам относится возможность осуществления нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра, достаточно высокая пропускная способность (также до 400 м3/сут.) и независимость от габарита УЭЦН. К недостаткам в данном случае относится увеличение времени на ТРС в связи с дополнительной подготовкой ствола скважины с последующей установкой данной конструкции. Кроме того, существуют риски преждевременного распакерования пакера при СПО №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН Кабель

Насос Фиксатор фильтра Приемная сетка насоса

Проектор Муфтовые соединения

ДЕСЕНДЕРЫ

ПЭД

Компенсатор

Компания Wood Group ESP производит так называемые десендеры Sandcat, которые тоже устанавливаются ниже погружной установки с использованием пакера. То есть в принципе это центрифужный диффузор, пескоотделитель, который устанавливается ниже УЭЦН. Его преимущества: отсутствие движущихся частей, самоочищение за счет вибрации УЭЦН, простота и легкость монтажа, СПО в составе УЭЦН. Недостатки: риск преждевременного распакерования пакера или нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии, пропуск КВЧ при негерметичности пакера. Также существуют конструкции десендеров, устанавливаемых на пакере.

Фильтр

УСТРОЙСТВА, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ ВЫШЕ УЭЦН

Центратор

и, наоборот, нераспакерования при посадке, риск повреждения пакера, риск прихвата и аварии при извлечении фильтра, пропуски КВЧ и проппанта при негерметичности пакера, засорение фильтра в результате отсутствия притока. Еще один минус: фильтр ФС-73 спускается только после подтверждения потенциала скважины, то есть это не менее, чем второй рейс после ГРП. 10 №2/2010

В качестве примера устройства данной группы можно назвать обратный клапан КОШ-73 со шламовой трубой. Фактически это общеизвестные шламоуловители, которые выпускает каждый завод-изготовитель погружных установок. Труба шламовая типа ТШБ 42Х73 предназначена для защиты обратного клапана от осадка мехпримесей, находящихся в НКТ при остановке УЭЦН. Преимущества устройства состоят в свойстве сохранять герметичность обратного клапана при работе на скважинах с повышенным содержанием КВЧ, возможности производить опрессовку НКТ и в относительной простоте конструкции. Еще одно техническое решение — комбинированное клапанное устройство (ККУ) было разработано специалистами компании «ЛУКОЙЛ-Пермь» и производится заводом «ЭЛКАМ-нефтемаш». В основе конструкции лежат обратный клапан и второй клапан, который позволяет проводить промывку колонны НКТ, минуя саму установку. Компактное размещение в едином изделии шаровых клапанных пар, герметизирующих рабочие и промывочно-сливные каналы, обеспечивает надежное

инженерная практика Скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73 УЭЦН

Безопасный переводник (нижняя часть)

Патрубок НКТ 73 - 2 шт. L=1,2 м

Пакер ЗПОМ-Ф

удержание жидкости в колонне при остановке УЭЦН, закачку технологических жидкостей при глушении скважины, прямой и обратной промывках без использования сбивного клапана, слив жидкости из НКТ в затрубное пространство при подъеме подземного оборудования, а также предотвращение засорения клапана и НКТ при их спуске и проведении обратной промывки за счет дополнительного фильтра. Слабая сторона конструкции в данном случае связана с общеизвестным недостатком шариковых клапанов: попадание мехпримесей и выработка иногда приводят к негерметичности. Из оборудования этой группы зарубежного производства интересно отметить клапан с автоматической заслонкой, автоматический клапан с дротиком и выдвижной гильзой и обычный клапан с выдвижной гильзой. Все эти устройства позволяют обеспечить очистку добываемой жидкости. Особого внимания заслуживает разработка для УШГН. Верхний шламоуловитель ВШН-1 производится ЗАО «Тюменьнефтегазтехника» по проекту ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и предназначен для невставных штанговых насосов. Шток плунжера уплотняется двумя вкладышами, а само устройство состоит из корпуса, патрубка, фиксирующей гайки и двух фторопластовых вкладышей, которые препятствуют попаданию мехпримесей в цилиндр насоса из НКТ и служат для центровки насосной штанги. То есть при остановке станка-качалки за счет этого устройства исключается попадание мехпримесей в корпус насоса. Шламоуловитель позволяет исключить не только попадание мехпримесей, но и продуктов коррозии, окалины. К преимуществам также относится простота конструкции и невысокая стоимость изделия. Объемы внедрения велики: практически весь фонд ТПП оснащен установками этого типа.

ВЛИЯНИЕ АБРАЗИВОВ НА УЗЛЫ ГНО При контакте абразивных мехпримесей с узлами ГНО происходят следующие процессы: радиальный

Безопасный переводник (со срезными винтами)

НКТ 73 - 2 шт.

Фильтр скважинный

НКТ 73

Фильтр скважинный

Заглушка НКТ 73

износ подшипников ЭЦН, износ и промыв ступеней, промыв газосепаратора, засорение насоса и износ подшипников гидрозащиты (см. «Твердость основных материалов мехпримесей (по Моосу)»). В настоящее время Экспертный совет по механизированной добыче нефти работает над формированием стандарта УЭЦН. В рамках этой работы сложилось понимание, что текущее определение показателя КВЧ, прописанное в технических условиях заводов-изготови№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Десендеры, устанавливаемые на пакере

Клапан отвода газа

НКТ

Корпус десендера

ЭЦН Приемный модуль

Фильтр сердечник

ПЭД и гидрозащита Ловильный патрубок

Контейнер

Пакер Десендер

Клапан сброса песка

Контейнер (7-10 НКТ 3’)

телей и в технических требованиях нефтяных компаний, не в полной мере отражает процессы, происходящие в погружной установке (подробнее см. Смирнов Н.И. «Научные подходы к повышению надежности УЭЦН»).

И последний из рассматриваемых методов — установка защитной гильзы из твердых материалов в газосепаратор для предотвращения промывов.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ УЭЦН В настоящее время с целью повышения устойчивости УЭЦН к влиянию мехпримесей при изготовлении установок применяется целый ряд технических решений. Так, двухопорная конструкция рабочих органов электроцентробежного насоса позволяет увеличить опорную площадь колеса и повысить его устойчивость аппарате. Использование промежуточных подшипников из твердых сплавов позволяет повысить устойчивость вала и снизить амплитуду вибрации. За счет использования керамических и твердосплавных материалов осевых опор достигается снижение износа этого узла. Еще одним техническим решением сегодня является «плавающая» сборка с опорой вала насоса на пяту гидрозащиты, что позволяет снизить износ осевой опоры. Существует и так называемая «пакетная» сборка, за счет которой разгружаются осевые усилия в насосе и происходит повышение устойчивости вала. «Компрессионная сборка» позволяет повысить устойчивость колеса и снизить вибрацию. Также существует способ организации в гидрозащите спецкамеры, что предотвращает попадание мехпримесей в область торцовых уплотнений для снижения его износа. 12 №2/2010

Первая группа методов этой категории связана с закреплением проппанта при ГРП. Например, это применение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрыт фенолформальдегидными смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм. При атмосферном давлении сшивание RCP проходит при температуре выше 90°С. При проведении ГРП пласт может остывать до 45°С, что ухудшает склеивание RCP-пропанта. В этом случае в качестве разогревающего состава применяются специальные композиции, которые при смешивании на забое выделяют большое количество теплоты (разогрев до 140°С). Еще одна современная технология под названием «ЛИНК» (основной разработчик — ЗАО «ГеотехноКИН») предназначена для крепления ПЗП. При ее реализации последовательно производятся: закачка буферной оторочки (6–8 м3), закачка основного состава (0,7–0,8 м3 на1 м эффективной толщины), закачка гидрофобной жидкости (товарная нефть, солярка и т.п.) объемом в 1,5–2,0 раза больше объема закачанного состава, выдержка на реагирование и отверждение и постепенный ввод скважины в эксплуатацию. Интерес также представляют технологии компании Halliburton для контроля или устранения «проблемы физической миграции частиц». К ним относится технология крепления призабойной зоны пласта SandTrap™, направленная на повышение приемистости, крепление

инженерная практика Применение пропанта марки Fores RCP БЕЗ ТЕРМОЗАКРЕПЛЕНИЯ

частицы глины

коллектор обломки коллектора

RCP проппант

С ТЕРМОЗАКРЕПЛЕНИЕМ

частицы глины

обломки коллектора

частицы глины коллектор

перфорационных отверстий и ПЗП в слабосцементированных песчаниках, стабилизацию песка и дисперсных частиц. Радиус проникновения 50-100 см. Другая технология этой группы — PropStop™, PropStop™ WC — ориентирована на снижение объема выноса проппанта после ГРП (крепление проппанта в трещине). Используется консолидирующий материал низкой вязкости с размещением в пласте при помощи гибкой трубы или НКТ c пакером, или по обсадной колонне. Обработка проводится при расходах ниже давления ГРП. И, наконец, технология SandWedge™, FineFix™ — ослабление миграции микрочастиц, набивки трещин ГРП. Это только некоторые примеры западных наработок. И, конечно, применимы и в определенной мере эффективны известные методы промывки скважин и насосных установок, скрепирование, шаблонирование и т.д. Примером технического решения в этой области может служить устройство производства заводов «Измерон» (С-Петербург) и УНИКОМ (Первоуральск). Устройство механическое ударно-вращательное приводится в действие возвратно-поступательными движениями НКТ с длинной хода поршня 2–2,5 метра. Твердая фаза с забоя скважины всасывается через нижние клапаны и поступает в контейнер, собранный из НКТ (до 1000– 1500 кг шлама). Циркулирующая жидкость проходит через контейнер и выходит через верхние отверстия в затруб. При этом твердая фаза остается в контейнере. Преимущества: очистка забоя скважин в условиях поглощения без насыщения пласта и сохранение эффективности при утечках в НКТ. Из недостатков: металлические предметы забивают клапан, эффективность по разрушению пропантовых корок составляет 30%, существует риск прихвата компоновки проппантом из вышележащих пластов. Стоит также отметить, что некоторые из выпускаемых сегодня станций управления способны реализовывать так называемые «режимы встряхивания», при которых направление вращения ЭЦН периодически меняется на короткое время, что не позволяет откладываться мехпримесям.

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Проводился ли анализ процентного соотношения источников выноса мехпримесей? Рустам Камалетдинов: Мы не проводили подобный анализ. Это зависит от конкретного месторождения, конкретного пласта. Соотношение источников определяется геологическими условиями, а также качеством подготовки глубинно-насосного оборудования, технологической дисциплиной бригад ТКРС и качеством проведения операций. То есть это зависит от конкретного месторождения, от конкретной нефтяной компании, и трудно вывести даже ориентировочные процентные соотношения. Где-то идут на забой осознанно, понимая, что будет повышенный вынос мехпримесей. Тогда первый класс источников у нас сразу будет превалирующим. Где-то, так сказать, ослабла дисциплина технологическая или не совсем качественно готовится, допустим, раствор глушения. Тогда основным будет второй источник. А где-то применяются, допустим, насосы из серого чугуна на опорной конструкции. То есть основное значение имеет техническая политика конкретной нефтяной компании или нефтяного дочернего общества нефтяной компании. Реплика: То есть, наверное, каждое предприятие должно для себя делать некий срез и определять, где у них какая проблема. Р.К.: В принципе, да. Проблема очень острая, естественно, ее нужно анализировать. Как это делается, тоже в принципе ясно: весь фонд должен быть подвержен отбору проб на КВЧ, учитывая, что при выводе на режим, при запуске после остановки мы получаем залповые выбросы КВЧ. После того как определен фонд повышенной КВЧ, надо уже анализировать его, раскладывать, смотреть по установкам, по причинам, по наработкам. То есть пытаться выявить закономерности, почему, допустим, на одной и той же скважине мы наблюдаем постоянные отказы. Попутно смотрятся все вопросы: а как давно там скреперовали эксплуатационную колонну, промывали забой, какое оборудование используется, какую депрессию имеем, для того чтобы максимально снизить влияние и уйти от этой проблемы; стоит ли использовать те или иные фильтры, которые тоже имеют свои преимущества и недостатки. Естественно, и цена вопроса будет разной. В целом надо доходить, естественно, до каждой скважины и смотреть в индивидуальном порядке. Надо последовательно исключать все негативные факторы. Вопрос: Какой параметр мехпримесей оказывает самое негативное влияние на УЭЦН: концентрация, твердость или размер частиц? Р.К.: Концентрация, в общем-то, характеризует процесс забивания рабочих органов. То есть это не кварц, это фракция с твердостью менее 7 пунктов по Моосу. Как раз показатель КВЧ характеризует этот аспект. Если же говорить об износах, об абразивном износе рабочих органов, то тут показателен всем известный индекс агрессивности, который применяет компания Schlumberger. Формула включает в себя процентное содержание кварца, размеры частиц (именно кварца, то есть твердость уже получается от 7 и более), округлость, угловатость и т.д., Где-то порядка пяти-шести параметров в ней учитывается. Мы на совещаниях Экспертного совета обсуждали данную проблему, и в принципе предполагаем количество абразивных частиц, их концентрацию учитывать наряду с КВЧ. То есть в будущем стандарте прописывать именно количество абразивных частиц. Ведь в жидкости может присутствовать 10 мг кварца, которые в хлам износят установку, или же у нас будет 500 мг/литр мехпримесей, но с твердостью 3, и износ будет минимальным. С другой стороны, нужно иметь возможность достаточно легко определять параметр абразивности в промысловых условиях. Речь в данном случае, наверное, не идет о сложных формулах и учете многочисленных факторов: размеров, угловатости и т.п. Для этого потребовались бы более сложные исследования, и для каждой скважины, естественно, это очень дорого. Можно взять по пласту, но опять-таки с определенным приближением. Поэтому — именно количество. Вопрос: Сейчас существует некая проблема в связи с тем, что появилось много производителей фильтров, но каждый изготавливает их со своими присоединителями. Допустим, то же ЖНША нельзя соединить с газосепаратором «Борца», хотя различия не так велики. Занимаетесь ли вы как-то этой проблемой, какие перспективы? Р.К.: В принципе эти устройства должны попасть в наш стандарт, и мы, естественно, будем думать над вопросом унификации. Стандарт и создается для того, чтобы максимально унифицировать продукцию, и для того, чтобы заводы не выпускали свою линейку так, как в вашем примере. С другой стороны, конечно, это разработки конкурентов и «Борцу», например, незачем включать в состав своей установки ЖНША. Вопросы есть, и мы будем их решать в рамках нашего будущего стандарта. №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

СМИРНОВ Николай Иванович Технический директор ООО «ИМАШ ресурс», к.т.н.

СМИРНОВ Николай Николаевич Генеральный директор ООО «ИМАШ ресурс»

ГОРЛАНОВ Сергей Федорович Менеджер проекта повышения наработки УЭЦН на отказ ОАО «ТНК-ВР Менеджмент»

НАУЧНЫЕ ПОДХОДЫ К ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ УЭЦН начительного снижения издержек на ремонте скважин можно добиться за счет увеличения ресурса и надежности ЭЦН. Однако существует ряд методологических трудностей, связанных с недостаточной исследованностью процессов разрушения и деградации свойств материалов, отсутствием единых методик испытаний деталей и узлов установки на ресурс. Определенные проблемы возникают при послеэксплуатационном анализе оборудования, когда необходимо определить причину отказа. Отсутствуют стандарты на методы испытаний, многие термины и определения не отражают физической сути процессов. В статье представлена концепция и некоторые результаты научно-исследовательской работы, проводимой в ТНК-ВР по Программе двукратного увеличения ресурса УЭЦН.

Суть научного подхода к повышению надежности нефтепогружного оборудования заключается в следующих основных положениях: • разработка модели отказа на основе знания о процессе (или процессах) разрушения; • моделирование предельного состояния детали, узла, изделия; • определение критериев работоспособности;

Рекомендуемая к применению структура основных отказов и их причин

14 №2/2010

• разработка корректных методик испытаний деталей, узлов УЭЦН на ресурс; • испытания деталей, узлов на ресурс в условиях, близких к эксплуатационным, и послеэксплуатационный анализ оборудования с применением научно-обоснованной методики разбора. УЭЦН — механическая система с последовательно соединенными между собой элементами (узлами). Вероятность безотказной работы такой системы равна произведению вероятностей безотказной работы каждого элемента. При этом выход из строя одного из элементов приводит к отказу всей системы. Рекомендуемая нами схема предусматривает деление всех отказов на две основные категории (см. «Рекомендуемая к применению структура основных отказов и их причин»). Стратегия работ по совершенствованию УЭЦН и условий эксплуатации состоит в создании равнонадежной конструкции. Для решения этой задачи выделяются ресурсоопределяющие элементы — детали и узлы, оказывающие наибольшее влияние на снижение ресурса установки. Разработка модели отказа ресурсоопределяющего элемента системы заключается в исследовании возможного механизма разрушения, процессов изменения состояния изделия (изнашивание, усталостные повреждения, динамика и т.д.) и влияния последних на вероятность наступления отказа. Это можно проиллюстрировать с помощью диаграммы на примере отказа функционирования по критерию прочности — «полет» (см. «Алгоритм формирования отказа»). В результате исследования поверхности разрушенных деталей с помощью металлографических и электронных микроскопов, рентгеноскопии и других методов определяют физическую природу разрушения. При усталостном характере разрушения зависимость амплитуды переменных напряжений σ детали от количества циклов нагружения N выражают кривой усталости (I квадрант). Причину возникновения переменных напряжений можно представить как результат динамики системы, обусловленной зазорами ε(h) в подвижных сопряжениях (IV квад-

инженерная практика Алгоритм формирования отказа

Усталостные испытания болтов а

ресурсный крепеж

рант), которые в свою очередь зависят от степени износа (III квадрант). На рисунке приведены графики и зависимости в самом общем виде для иллюстрации принципа. При разработке алгоритма отказа имеет большое значение точная идентификация характера разрушения (усталостное, разрушение при статических нагрузках и т.д.), выделение наиболее влияющих факторов или процессов (динамика, изнашивание и т.п.). Например, при выяснении причин отказа одного насоса были проанализированы болты с усталостным разрушением по галтельному переходу (см. «Усталостные испытания болтов, а)»). Проведенные испытания при переменных нагрузках аналогичного крепежа на усталостной машине дали иные результаты по месту разрушения: резьба (см. «Усталостные испытания болтов, б)»). Был проведен дополнительный цикл испытаний с изменением характера нагружения по величине осевой силы, условиям закрепления болта и т.д. В результате аналогичный реальному характер разрушения был воспроизведен, что позволило сформулировать гипотезу разрушения, учитывая степень изношенности деталей ЭЦН, уровень вибрации, эксплуатационные факторы.

зивный фактор; kk — коррозионный фактор; М — свойства материала деталей; А — конструктивный фактор. Вышеприведенные факторы являются по своей физической сути комплексными. Например, коэффициент ka учитывает концентрацию абразивных частиц, их тип, размеры, форму, твердость. Критерий работоспособности насосной ступени выражается зависимостью: h = J / T < [h],

(1)

где h и [h] — соответственно величина и допускаемая величина износа; Т — время работы (ресурс). Для практического использования зависимости (1) необходимо провести комплекс испытаний на изнашивание РС из различных материалов в абразивосодержащей коррозионно-активной жидкости и определить степень влияния промежуточных подшипников, их расположения по длине насоса на износостойкость (конструктивный фактор). Для учета конструктивного фактора были проведены испытания на ресурс насосных секций различного конструктивного исполнения (с промежуточными под-

НАСОСНАЯ СЕКЦИЯ

J = A × Jрс × (ka, kk, M),

Зависимость вибрации от износа

мм/с

В качестве ресурсоопределяющих элементов насосной секции рассматриваются рабочая ступень (РС) и износостойкие концевые и промежуточные подшипники. Износ радиальных сопряжений РС и подшипников приводит к динамике системы, а износ радиальных и осевых сопряжений РС — к изменению расходно-напорных параметров (параметрический отказ). Динамика системы в свою очередь влияет на возникновение отказа по критерию прочности (отказ функционирования) и косвенно — на снижение надежности кабеля. Закон изнашивания насосной секции представляем в виде мультипликативной зависимости: (1)

где J, Jрс — соответственно интенсивность изнашивания насосной секции и рабочей ступени; ka — абра№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Стенд для испытания рабочих ступеней

шипниками, «пакетная сборка» и т.д.) в количестве более 25 штук на горизонтальном стенде. Эти испытания позволили получить два принципиально важных результата. Во-первых, получена возможность ранжировать насосные секции по износостойкости в зависимости от их конструктива, т.е. типа промежуточных подшипников, их расположения. Благодаря этому можно оце-

Рекомендуемая к применению структура основных отказов и их причин

нить изменение износостойкости насосных секций вследствие применения различных конструктивных решений. Во-вторых, получена принципиальная зависимость виброскорости, ее горизонтальной и вертикальной составляющих от степени износа радиальных сопряжений (см. «Зависимость вибрации от износа»). Эти результаты имеют большое значение при использовании ТМС с каналом измерения вибропараметров. Они позволяют более обоснованно выставлять установки измерительной системы.

РАБОЧАЯ СТУПЕНЬ Рабочая ступень (РС) является ресурсоопределяющим элементом. Ее необходимо рассматривать и как элемент динамической системы, и как трибологическую систему. Траектория движения вала с РК имеет прецессионный характер и сильно зависит от степени износа подвижных сопряжений. При определенной величине износа периферия колеса начинает контактировать с внутренней поверхностью гильзы НА, а диски РК — с дисками НА. Кроме того, могут возникать эрозионные процессы («промыв»). Причем наблюдается взаимовлияние процессов изнашивания радиальных и осевых сопряжений и влияние их на динамику насосной секции. Многообразие указанных факторов и процессов серьезно осложняет исследование ресурсных характеристик РС. Поэтому разработан оригинальный стенд (патент на изобретение №2371694) для испытаний РС на ресурс, который, по сути, является физической моделью РС и позволяет исследовать траекторию движения вала при задаваемых в опыте динамических параметрах, обеспечивать различные формы износа радиальных сопряжений, измерять осевую силу (см. «Стенд для испытания рабочих ступеней»). Испытания проводят при замкнутом и разомкнутом контурах движения абразива, который подается в систему с помощью дозатора, в коррозионно-активной или нейтральной средах. Для оценки ресурса РС вводятся следующие ресурсные характеристики РС: 16 №2/2010

инженерная практика Измерение осевой силы РС

РС после эксплуатации

Исследование износостойкости материалов

РС после опыта

• скорость изнашивания радиальных сопряжений Vрс; • скорость изнашивания осевых сопряжений Vос; • коэффициент стойкости к коррозионно-эрозионному разрушению kк; • коэффициент асимметрии износа. Скорость изнашивания сопряжений Vрс и Vос рассчитывается как отношение суммарного износа контактирующих деталей к времени работы. Коэффициент стойкости к коррозионно-эрозионному разрушению kк определяют по формуле:

Методика определения следующая. Измеряют массу образца ΔМ до опыта и вычитают из нее массу изношенного материала подвижных сопряжений Δmc. Величину Δmc получают расчетным путем, измеряя разницу размеров каждого сопряжения в результате износа. На основании этих измерений вычисляют объем и массу, зная удельный вес материала. Коэффициент асимметрии износа определяют через отношение износов контактирующих деталей. Он, по сути, является и критерием ремонтопригодности. Проведенные испытания различных типов РС позволили получить интересные и полезные результаты. Измерения осевой силы РС показали, что рабочие ступени одной производительности сильно различаются (см. «Измерение осевой силы РС»). Осевая сила наряду с материалами шайбы РК и бурта НА влияет на скорость изнашивания осевых сопряжений. Поэтому производитель должен знать ее величину. В зависимости от реологических свойств жидкости (вода, масло, эмульсия) величина осевой силы изменяется. Особенно интересны изменения при разных соотношениях «вода/масло». Разработанная методика дает более корректные сравнительные результаты. Так, например, если сравнивать нирезист и порошковый материал типа ЖГр1Д15 или ЖГр1Д25 только по результатам абразивного изна-

шивания, то оба материала обладают приблизительно одинаковой износостойкостью. Принципиально картина меняется, если жидкость обладает коррозионной активностью. В этом случае склонность к коррозионно-эрозионному разрушению у порошковых материалов значительно выше, чем у нирезиста. И лишь высоколегированные порошковые материалы по комплексу свойств идентичны нирезисту. На основании полученных результатов была инициирована программа разработки низколегированных порошковых материалов. Комплексные испытания РС различных производителей позволили получить ресурсные характеристики для всех применяемых при их изготовлении материалов (нирезист, серый чугун, порошковые материалы, стали), которые использованы при разработке технических требований на оборудование. Результаты исследования износостойкости промежуточных подшипников из керамических материалов нашли отражение в более ранних публикациях (см., например: Смирнов Н.И. Ресурсные испытания ЭЦН: тест на износ.//Нефтегазовая вертикаль, №12, 2008, 168-171).

ГАЗОСЕПАРАТОР Ресурсоопределяющим элементом газосепаратора (ГС) является защитная гильза или в более общем слу№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Износ радиальных и осевых сопряжений Результаты исследования износостойкости материалов Материал

чае — корпус. С другой стороны, применяемые в ГС суперкавитирующие колеса и другие устройства, интенсифицирующие турбулизацию пластовой жидкости, являются источником интенсификации процессов разрушения деталей ГС. Причем физически процессы коррозионно-эрозионного разрушения НА и ГС в определенной степени идентичны. Поэтому целесообразно к выработке методов испытаний, моделированию процесса подходить с единых позиций. Физическая природа «промыва» заключается в воздействии на поверхность детали вихреобразного потока жидкости (см. «Моделирование коррозионно-эрозионного процесса»). Наличие в жидкости абразивных частиц и химически активных веществ усиливает процесс разрушения. Моделирование процесса разрушения этого вида на стенде (см. «Стенд для испытания рабочих ступеней»), позволило получить аналогичный реальному вид разрушения НА. Из теоретических соображений для описания процесса разрушения («промыв») можно предложить зависимость скорости изнашивания V деталей ГС и НА от влияющих параметров: V = f (рН, q, ωМ, d, HB),

(1)

где: рН — коррозионная активность среды, ω М — местная скорость потока, q, d — концентрация и размер абразивных частиц соответственно, НВ — твердость частиц. Ресурс Т определяется по формуле: T = h/V, где: h — толщина стенки НА; V — толщина стенки корпуса и защитной гильзы. Основными путями снижения склонности устройств к «промывам» являются следующие: • применение материалов с высокой стойкостью к гидроабразивному и коррозионно-эрозионному изнашиванию; • снижение вихреобразования и местной скорости потока; • увеличение толщины стенки. 18 №2/2010

Изменение массы, г Вода+Al2O3

Вода+Al2O3+1,5%HCl

Сталь Х18Н10Т

0,0268

0,0277

Высокохромистый чугун

0,0283

0,2753

Порошковый материал

0,022

0,2596

Для оценки требуемых свойств материалов разработана методика и стенд, позволяющий проводить испытания материалов в абразивосодержащей коррозионно-активной среде (см. «Исследование износостойкости материалов»). Образцы материалов размером 23х15х3 мм устанавливаются на вращающийся ротор, в котором через сопла на образец воздействует струя модельной жидкости. Опыты, проведенные на стенде с различными материалами, подтвердили правильность гипотезы разрушения (см. «Результаты исследования износостойкости материалов»). Из таблицы видно, что мало отличающийся износ для разных материалов при воздействии только струи воды с абразивом резко изменяется в условиях комбинированного воздействия абразива и коррозионноактивной жидкости.

ПОСЛЕЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ АНАЛИЗ Логическим завершением работ по моделированию процессов разрушения, исследованию свойств материалов, оценке конструктивных решений является послеэксплуатационный анализ. Он проводится на основе специально разработанной методики, учитывающей особенности процесса изнашивания насосных систем, и позволяет получить практически полезные результаты. Результаты послеэксплуатационного анализа используются, во-первых, при совершенствовании системы GAMS, а во-вторых, при формировании технической политики по повышению надежности и ресурса УЭЦН. Например, обработка результатов по износу радиальных и осевых сопряжений 60 ЭЦН, позволяет сделать вывод о том, что по износу радиальных сопряжений оборудование для данных условий эксплуатации имеет значительный запас, а по износу осевых сопряжений запас небольшой (см. «Износ радиальных и осевых сопряжений»). Поэтому техническая политика должна быть направлена в этом конкретном случае на повышение осевой износостойкости ЭЦН.

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ГАРИФУЛЛИН Азат Рифович Главный технолог — начальник ОРМФ ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ОПЫТ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ В ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ» о компании «РН-Юганскнефтегаз» на засорение механическими примесями в 2009 году пришлось 23% отказов УЭЦН (см. «Структура причин отказов УЭЦН в 2009 г. по ДК»). Еще 22% составили солеотложения; доля необеспеченного притока — 14%. Таким образом, мехпримеси стали основной причиной отказов скважинного оборудования. В этой связи за прошедшие два года компания провела испытания целого ряда различных типов фильтров и технологий борьбы с механическими примесями, намечена программа продолжения этой работы на ближайшее будущее. Вместе с тем сочетание нескольких видов осложнений требует применения комплексных технических решений для повышения наработки на отказ погружного оборудования. Именно с решением этой задачи связаны дальнейшие перспективы роста показателей работы УЭЦН в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Основную долю в действующем фонде скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» составляют скважины с концентрацией взвешенных частиц (КВЧ) от 100 до 500 мг/л (см. «Структура действующего фонда по содержанию КВЧ»). Структура мехпримесей — это частицы горной породы, частицы, образующиеся от разрушения скелета пласта, и проппант после ГРП. Для профилактики и борьбы с отказами погружного оборудования по мехпримесям осуществляется несколько групп мероприятий. Во-первых, это контроль вывода на режим и эксплуатации установок. Проводятся контрольные проверки качества вывода на режим и эксплуатации скважин с выездом в ЦДНГ и оформлением акта проверки. Все 100% выводов скважин на режим после ГРП производятся с помощью частотных преобразователей. Во-вторых, технологи и операторы по ДНГ проходят проверку на знание регламентов по работе с УЭЦН. Операторы ДНГ и технологический персонал проходят обучение по работе с погружными установками. В свою 20 №2/2010

очередь, работа УЭЦН контролируется по показаниям погружных датчиков. И наконец, проводятся комиссионные проверки качества настроек станций управления (СУ) и частотно-регулируемых приводов (ЧРП). Непосредственная борьба с мехпримесями и высокими уровнями КВЧ сопряжена с внедрением фильтров для защиты УЭЦН от мехпримесей, шламоуловителей ШУМ, входных фильтров-модулей ЖНШ, а также ЭЦН износостойкого исполнения. Третья, немаловажная группа мероприятий относится к подготовке скважин и состоит из: • осуществления контроля очистки желобных и доливных емкостей с отбором проб на КВЧ; • обеспечения технологического сопровождения бригад ТКРС службой супервайзинга; • очистки призабойных зон и стволов скважин, в том числе колтюбинговыми установками (гибкими трубами).

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРОВ Мы применяем фильтры различной конструкции, в том числе забойные фильтры, фильтры под УЭЦН и фильтры в составе УЭЦН (см. «Применение фильтров различной конструкции»). Фильтр ФС-73 относится к группе забойных (см. «Опыт внедрения скважинных фильтров ФС-73»). Щелевой фильтр устанавливается в зоне перфорации с помощью отсекающего пакера и комплектов перевод-

Структура причин отказов УЭЦН в 2009 г. по ДК

инженерная практика Структура действующего фонда по содержанию КВЧ

Опыт внедрения скважинных фильтров ФС-73

Внедрено

Поднято

СНО до спуска фильтра

Количество рейсов УЭЦН

СНО после спуска фильтра

118

146

Применение фильтров различной конструкции

Группа

Наименование

Производитель

Краткое описание

Фильтроэлемент

Тонкость фильтрации, мкм

ОАО «ТЯЖПРЕССМАШ»

Щелевой фильтр, устанавливается в зоне перфорации с помощью отсекающего пакера 3ПОМ-Ф и комплектов переводников (2 переводника — нижний безопасный и верхний с левой резьбой)

Высоколегированная сталь

300

Высокопрочная профилированная нержавеющая сталь

200

Забойные

Фильтр скважинный ФС-73

Под УЭЦН

Фильтрнасадка ФНТ

ЗАО ПО «СТРОНГ»

Щелевой фильтр с пакером ПРС-146, устанавливается под УЭЦН. Крепится к корпусу ПЭД

ШУМ

ЗАО «НОВОМЕТПермь»

Работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции, устанавливаемой между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса

Для взвешенных твердых частиц

Все размеры

МВФ

ЗАО «НОВОМЕТПермь»

Работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции, выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией ЭЦН. Возможна установка только газосепаратора без входного модуля

Многослойный

250

ЖНШ

ЗАО «НОВОМЕТПермь»

Щелевой фильтр, работает в составе погружной установки вместо входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией ЭЦН. Возможна установка только газосепаратора без входного модуля

Высокопрочная профилированная нержавеющая сталь

200

В составе УЭЦН

ЖНША

ОАО «Алнас»

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Опыт внедрения фильтров ФНТ

Внедрено

Поднято

СНО до спуска фильтра

СНО после спуска фильтра

126

Входной модуль МВФ

Входной фильтр-модуль ЖНШ

22 №2/2010

ников. Фильтроэлемент изготовлен из нелегированной стали и обеспечивает тонкость фильтрации 300 мкм. Основное преимущество данного фильтра состоит в возможности осуществления нескольких рейсов УЭЦН без подъема фильтра. Основные недостатки сопряжены с увеличением времени на ТРС (за счет скреперования колонны и дополнительной СПО для посадки пакера с фильтром), риском прихвата и аварии при извлечении фильтра, а также со снижением притока при засорении. Следующий из внедрявшихся фильтров — ФНТ производства ПО «СТРОНГ» (см. «Опыт внедрения фильтров ФНТ»). Это фильтр-насадка, щелевой фильтр, который вместе с пакером ПРС-146 устанавливается непосредственно под УЭЦН. Фильтроэлемент — высокопрочная профилированная нержавеющая сталь с тонкостью фильтрации 200 мкм. Фильтр работает хорошо, с увеличением наработки, но имеет недостаток — проблему с пакером: в 25% случаев пакер не сработал. Поэтому данные фильтры более не закупаются. Следующий вид оборудования — входной фильтр МВФ (см. «Входной модуль МВФ»). В период с 2005 по 2008 год мы внедрили более 230 комплектов этих фильтров. Фильтр работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции с двухслойным фильтрующим элементом из пеноникеля. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса. Тонкость фильтрации составляет 250 мкм. У этого фильтра также есть свои недостатки. Во-первых, высокая стоимость (250–300 тыс. рублей). Во-вторых, мехпримеси и проппант остаются в фильтре (забивается фильтрующий элемент). И, наконец, в-третьих, конструкция предусматривает высокий процент замены основных деталей при ремонте (фильтрующие элементы — 100%, подшипниковые узлы — свыше 50%). Иными словами, фильтр неремонтопригоден и поэтому в настоящее время нами не закупается. Щелевой фильтр-модуль ЖНШ также работает в составе погружной установки вместо входного модуля (см. «Входной фильтр-модуль ЖНШ»). Фильтр устанавлива-

инженерная практика Шламоуловитель ШУМ

ется между гидрозащитой и нижней секцией УЭЦН; возможна установка только газосепаратора без входного модуля. Фильтроэлемент — высокопрочная профилированная нержавеющая сталь. Тонкость фильтрации — 200 мкм. В период с 2006 по 2008 год внедрено более 300 комплектов. Основные преимущества фильтра состоят в том, что он применяется в составе УЭЦН и ремонтопригоден. Основной недостаток — это, конечно, высокая стоимость (250–300 тыс. рублей). Фильтр-модуль ЖНШ применяется, в основном, для защиты отечественных УЭЦН и, прежде всего, после ГРП и на скважинах с КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и более 500 мг/л для УЭЦН износостойкого исполнения. Применяются фильтры ЖНШ для защиты УЭЦН 5го габарита производительностью до 220 м /сут. (в зависимости от длины ЖНШ от 4 до 6 м), а также для для УЭЦН габарита 5А производительностью до 440 м3/сут. (в зависимости от длины ЖНШ от 5 до 12 м). Шламоуловитель ШУМ, как и два предыдущих фильтра, также работает в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции (см. «Шламоуловитель ШУМ»). Фильтроэлемент — шламоотстойник для взвешенных твердых частиц. С 2005-го года внедрено более 400 комплектов. Основные преимущества: опятьтаки модульная конструкция в составе УЭЦН и ремонтопригодность. Основные недостатки сводятся к неэффективности при применении после ГРП и к тому, что фильтроэлемент быстро забивается при больших значениях КВЧ. Кроме того, производительность фильтра достаточно низка — до 200 м3/сут.

Сепаратор мехпримесей ПСМ5-114

Критерии применимости: фильтр спускается в скважины с КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного исполнения и с КВЧ до 500 мг/л для УЭЦН износостойкого исполнения. В зависимости от габарита УЭЦН и максимальной пропускной способности ШУМ применяются для УЭЦН 5-го габарита с производительностью не более 125 м3/сут, и для УЭЦН габарита 5А производительностью не более 200 м3/сут.

Испытания сепаратора мехпримесей ПСМ5-114

Дата запуска

Месторождение

№ скв.

СНО до внедрения ПСМ (по 3-м последним наработкам)

01.08.08

М-Б

7600

179

536

В работе

357

20.09.08

Прб

2108

122

R-0 14.01.09

24.07.08

Прб

2380

258

256

R-0 02.04.09

-2

02.08.08

УБ

3014

280

388

R-0 21.08.09

108

08.08.08

Омб

132

ППР 19.10.08

163

274

Наработка с ПСМ

Текущее состояние

Прирост в НО

111 №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Разогрев ПЗП для крепления RCP проппанта

НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ В 2008-м и 2009-м годах в компании «РН-Юганскнефтегаз» испытывалось новое оборудование для защиты от мехпримесей — сепаратор мехпримесей ПСМ5-114 производства «Новомет-Пермь» обеспечивает сепарацию и накопление в контейнере механических частиц, защиту УЭЦН от пикового выноса механических примесей из пласта при пуске УЭЦН, двухступенчатую сепарацию газа и оборудован гидравлическим разобщителем (см. «Сепаратор мехпримесей ПСМ5-114»). Испытания пяти комплектов показали среднюю наработку на отказ на уровне 274 суток после внедрения оборудования (до внедрения — 163 суток). Таким образом, рост наработки составил порядка 111 суток (см. «Испытания сепаратора мехпримесей ПСМ5114»). По результатам испытаний мы приняли решение о приобретении 40 комплектов в 2010 году. Принцип работы сепаратора следующий. Поток частиц проходит через сепаратор, который приводится в действие приводом погружного двигателя, и гидравлический разобщитель не позволяет мехпримесям проходить выше сепаратора. Новое оборудование защиты от мехпримесей, которое мы планируем испытывать в этом году, — устанавливаемые под УЭЦН фильтры ФПБН ООО «Борец» с фильтроэлементом в виде сетки и разобщителем. На испытании сейчас находятся два комплекта. По скважине 6685 на Приразломном месторождении наработка составила 43 суток после ГРП — остановка по ГТМ (ОПЗ). В скважине 2443 на Правдинском м/р зафиксировано непрохождение фильтра в скважину при спуске. Планируем испытания противоточных фильтров (тоже под УЭЦН) производства ЗАО «СТРОНГ». В конструкции использована фильтр-насадка противоточная центробежная для часто ремонтируемых по причине высокой КВЧ скважин. 24 №2/2010

Наложение осложнений друг на друга

Кроме того, мы планируем испытать центробежный насос с открытой ступенью производства компании «Новомет». Это погружной низкодебитный насос ЭЦН05-20, предназначенный для работы в условиях повышенного выноса мехпримесей и газосодержания. КПД составляет 35%.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ В качестве новой технологии для защиты от механических примесей в нашей компании испытывался метод разогрева призабойной зоны пласта (ПЗП) для крепления проппанта RCP (см. «Разогрев ПЗП для крепления RCP проппанта»). Проппант марки Fores RCP покрыт фенолформальдегидными смолами. Его склеивание начинается при давлении выше 1000 psi (69 атм.), а при атмосферном давлении сшивание RCP проходит при температуре выше 90°С. Как показали исследования, при производстве ГРП температура пласта может опускаться до 45°С, что ухудшает склеивание проппанта RCP. В качестве разогревающего состава применяются специальные композиции, которые при смешивании на забое выделяют большое количество теплоты (зафиксировано увеличение температуры на забое до 140°С). Опыт реализации технологии позволил выявить ряд параметров для обязательного анализа перед принятием решения о необходимости термозакрепления проппанта после ГРП. Во-первых, это наличие и объем проппанта с RCP покрытием, закаченного в пласт при ГРП. В-вторых, температура пласта должна быть менее 90°С. Также необходимо анализировать пластовое давление, изменения забоя скважины, причины прошлых отказов УЭЦН (результаты разбора), время работы скважины после ГРП (эффективно до 30 суток) и после следующего ремонта. И, конечно, нужно учитывать проведение сопутствующих ОПЗ (исключить применение ТЗП совместно с кислотными ОПЗ ввиду

инженерная практика

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: АНИКС — это центробежный насос на 6000 оборотов? Азат Гарифуллин: Да. Вопрос: А у «Борца» разве есть такие приводы? А.Г.: Да, вентильные. Вопрос: По результатам испытания пяти сепараторов с контейнерами, каков объем механических примесей, обнаруженных при демонтаже в контейнере? А.Г.: Дело в том, что мы их испытали буквально в прошлом году, но сами установки не разбирали. Мы смотрели на износ ЭЦН. Он был меньше.

негативного влияние любой кислой и щелочной среды на покрытие RCP проппанта).

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ Успех в решении любой проблемы и борьбы с любым осложнением в первую очередь зависит от квалификации кадров. Подготовка специалистов, которые знают и умеют применить оборудование и технологии — самое главное направление работы в компании «РН-Юганскнефтегаз». Важно также отметить, что при использовании оборудования и технологий защиты УЭЦН от мехпримесей остается фонд скважин с другими осложнениями (см. «Наложение осложнений друг на друга»). Осложнения «накладываются» друг на друга, и правильная стратегия работы в этом направлении должна включать комплексные мероприятия. На 2010 год мы запланировали проведение испытаний высокооборотного комплексного оборудования «АНИКС». Цель заключается в достижении максимально возможного дебита скважин при падающей добыче. Это в основном ввод новых скважин, где идет уменьшение потенциалов скважин. Вторая цель проекта — сокращение числа подъемов УЭЦН по разным геолого-техническим мероприятиям либо после отказов вследствие выхода работы установок за «левую границу» диапазона рабочих характеристик УЭЦН. Но основная цель, конечно, состоит в сокращении отказов по причине засорения установок мехпримесями. «АНИКС» — это высокооборотное комплексное насосное оборудование, способное работать в широком диапазоне подач от 100 до 300 м3/сутки при неизменном динамическом уровне. В основном целевой фонд — это фонд вновь введенных скважин. Потенциал внедрения технологии в «РН-Юганскнефтегазе» составляет 670 скважин со средним дебитом по жидкости в 133 м3/сутки и дебитом по нефти в 79 т/сутки. Сейчас мы планируем испытание 6-ти комплектов УЭЦН АНИКС с приводами «Новомет» (2 привода), НПК «ЛЕПСЕ-Нефтемаш» (2 привода) и «Борец» (2 привода).

Вопрос: Изменение частоты работы установок — это метод борьбы с мехпримесями или метод интенсификации? А.Г.: Мировой опыт показывает, что залповый вынос мехпримесей происходит, если мы резко увеличиваем депрессию на пласт при запуске на 50 Гц. Соответственно, при запуске на 40 Гц при тех же условиях вынос меньше. У нас есть методика именно по увеличению частоты на таких скважинах. В течение одного-двух дней мы собираем информацию по КВЧ и принимаем решение, увеличивать нам частоту дальше или не увеличивать или подождать некой стабильности. Вопрос: В динамике у вас уменьшаются показатели отказов, если смотреть по годам? А.Г.: Да, если смотреть по годам, уменьшаются. Вопрос: Изучалось ли влияние самой технологии ГРП — объемов закачки проппанта, его размера и так далее — на последующий вынос мехпримесей? То есть не работали ли вы в этом направлении с предприятиями, которые ГРП производят? А.Г.: Мы анализировали и не получили однозначного ответа. Для себя сделали вывод, что эти параметры не влияют на «отказность». Положительно влияет только освоение комплексами с гибкой трубой после ГРП. Вопрос: По оборудованию «СТРОНГ». Вы сказали, что 25% отказов — это пакеры. Это конструктивный недостаток? Реплика (ПО «СТРОНГ»): Действительно, в первых конструкциях наших пакеров была конструктивная недоработка самого узла раскрытия пакера. В случае заметной кривизны ствола упорное кольцо цеплялось за стенку, и были случаи преждевременного раскрытия. Сейчас все эти конструктивные проблемы решены. Вопрос: Вы говорили о сочетании осложнений. Есть ли какой-то универсальный метод, который способен бороться одновременно с несколькими осложняющими факторами? А.Г.: На сегодняшний день основная наша головная боль — необеспеченный приток. С мехпримесями более или менее мы справляемся, с солеотложениями тоже знаем, как бороться. На сегодняшний день нет решения проблемы необеспеченного притока. Вопрос: Но вы готовы внедрить, если такое решение будет вам предложено? А.Г.: Да. Мы готовы к любому обсуждению, рассмотрению, испытанию. Вопрос: От фильтров ЖНШ вы не отказались? А.Г.: Нет, конечно, мы не отказываемся, мы их закупаем и продолжаем закупать. Вопрос: Вы сталкиваетесь с проблемой пересыпания забоя при использовании фильтров? А.Г.: Конечно. Все же идет в зумпф, и его периодически засыпает. Но стоит вопрос, как нам определить, насколько его засыпало, для того чтобы принять решение по каждой отдельной установке. Не исключено, что частично снижение потенциала идет из-за пересыпания забоя. Но как определить в первый момент работы установки, происходит ли это из-за пересыпания или из-за неустановившегося режима? Мы больше склоняемся к неустановившемуся режиму. И мы либо ждем отказа, либо проводим определенное ГТМ. Что же касается зумпфа, то по регламенту он у нас должен быть не менее 10 метров глубиной. Вопрос: Какова средняя наработка на отказ УЭЦН по предприятию? А.Г.: 335 суток. Вопрос: Это по «классике», правильно? А.Г.: Да, это по «классике». МРП — 505 суток. №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ШАШКИН Михаил Александрович Заместитель начальника отдела добычи нефти и газа по технологии ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ НЕГАТИВНОГО ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ НА РАБОТУ ГНО егодня ТПП «Лангепаснефтегаз» ведет разработку девяти месторождений. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин насчитывает 2879 скважин. Действующий фонд на 1 января 2010 года составил 2576 скважин. Из них 89,4% (2177 скважин) оборудованы УЭЦН, 390 скважин оборудованы УШГН. Наработка на отказ скважинного оборудования за скользящий год составила: по скважинам УЭЦН — 521 сутки, ШГН — 351 сутки. Наработка погружного оборудования на отказ в течение последних шести лет по УЭЦН увеличилась на 80 суток, по УШНГ — на 49 суток (см. «Динамика наработки на отказ УЭЦН и УШГН по ТПП «Лангепаснефтегаз»). Росту наработки способствуют мероприятия, проводимые в ТПП «Лангепаснефтегаз» по ее повышению, в том числе внедрение новых технологий на производстве. При этом для снижения отказов в связи с засорением глубинно-насосного оборудования (ГНО) реализуются три группы мероприятий — профилактические, защитные и мероприятия по удалению мехпримесей из скважины.

меси способствуют снижению гидродинамических характеристик скважины путем кольматации призабойной зоны пласта, засорения забоя скважины, увеличения вибрации и более интенсивного износа ЭЦН. При этом происходит порча дорогостоящего оборудования. Все это приводит к трудоемким и дорогим ремонтам как скважин, так и оборудования, а в итоге к значительным потерям как в денежном эквиваленте, так в добыче нефти. Присутствие мехпримесей в скважинах обусловлено несколькими причинами: • рыхлые неустойчивые породы пласта (вынос частиц породы); • занесение мехпримесей (песка) в призабойную зону пласта (ПЗП) во время проведения ТКРС, бурения, ГРП и т.д.; • закачка в скважину неподготовленных жидкостей глушения (грязные растворы).

Засорение механическими примесями

Одним из важных факторов, осложняющих работу УЭЦН, является присутствие механических примесей как в скважине, так и в пластовой жидкости. Мехпри-

Динамика наработки на отказ УЭЦН и УШГН по ТПП «Лангепаснефтегаз», сут.

26 №2/2010

Засорение УЭЦН механическими примесями с наработкой 2-е суток (после перехода на нижележащий горизонт) и 8 суток (после проведения ОПЗ). В обоих случаях причиной засорения насоса явилась некачественная подготовка скважины к спуску оборудования

инженерная практика Количество ремонтов НОГС по причине засорения мехпримесями в зависимости от проводимых ГРП и бурения 2-х стволов

Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, НОГС, в 2004–2009 гг. 2004 г.

Причина ремонта

Среднемес. значение 2004 г.

2005 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение 2005 г.

2006 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение 2006 г.

2007 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение 2007 г.

2008 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение 2008 г.

2009 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение 2009 г.

+/- 2004 г. — 2009 г.

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

Среднемес. значение

% от числа ремонтов, не отработавших гарантийный срок

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ФОНД СКВАЖИН УЭЦН

2223

КОЛИЧЕСТВО РЕМОНТОВ НА СКВАЖИНАХ УЭЦН

130,9

44%

133,2

46%

142,4

46%

148,8

45%

131,6

53%

120

55%

-10,9

11%

КОЛИЧЕСТВО РЕМОНТОВ НА СКВАЖИНАХ НОГС

56%

71,3

54%

77,6

54%

81,2

55%

61,4

47%

53,9

45%

-19,1

-11%

Причины, связанные с нарушением технологии ТКРС

3,7

5,1%

3,3

4,6%

3,5

4,5%

2,6

3,2%

2,0

3,3%

3,1

5,8%

-0,6

0,7%

Основные причины, связанные с нарушениями технологии эксплуатации скважин

58,3

79,9%

59,1

82,9%

67,3

86,7%

73,8

90,9%

54,9

89,4%

45,9

85,2%

-12,4

5,3%

Гидратопарафиноотложение

1,6

2,2%

1,3

1,8%

0,7

0,9%

0,5

0,6%

0,3

0,5%

0,2

0,4%

-1,4

-1,8%

Солеотложение,

16,7

22,9%

20,5

28,8%

24,7

31,8%

29,0

35,7%

16,6

27,0%

16,2

30,1%

-0,5

7,2%

в т.ч. коррозия

8,4

11,5%

10,4

14,6%

12,5

16,1%

14,3

17,6%

9,1

14,8%

10,1

18,7%

1,7

7,2%

Снижение динамического уровня

8,6

11,8%

10,2

14,3%

13,7

17,7%

14,0

17,2%

12,3

20,0%

11,3

21,0%

2,7

9,2%

Геолого-техническое мероприятие

9,3

12,7%

13,0

18,2%

14,5

18,7%

13,6

16,7%

12,1

19,7%

8,8

16,3%

-0,5

3,6%

Засорение насоса

5,8

7,9%

5,5

7,7%

6,6

8,5%

6,8

8,4%

3,8

6,2%

3,2

5,9%

-2,6

-2,0%

Причины,связанные с нарушениями в энергоснабжении

0,8

1,1%

1,2

1,7%

0,3

0,4%

0,3

0,5%

0,4

0,7%

-0,4

-0,4%

Причины, связанные с ЦБПО ЭПУ

5,0

6,8%

4,2

5,9%

3,8

4,9%

2,5

3,1%

1,8

2,9%

1,1

2,0%

-3,9

-4,8%

Причины, связанные с заводским браком ЭПУ

0,1

0,1%

1,5

2,1%

0,2

0,3%

0,6

0,7%

0,2

0,3%

0,1

0,2%

0,0

0,1%

Причины, связанные с ремонтом НПО

1,6

2,2%

1,2

1,7%

1,0

1,3%

0,8

1,0%

1,4

2,3%

1,9

3,5%

0,3

1,3%

Прочие причины

3,5

4,8%

1,0

1,4%

1,5

1,9%

0,9

1,1%

0,8

1,3%

1,4

2,6%

2238

2310

2287

2348

125

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Некачественное крепление проппанта при ГРП

Экспериментальная сетка — фильтр Засорение УЭЦН проппантом в скважине 7652 Северо-Поточного месторождения с наработкой 60 суток. Второй отказ УЭЦН с засорением после проведенного ГРП

Между тем, из анализа причин ремонтов скважин на нашем предприятии за последние 6 лет видно, что доля отказов ГНО по причинам засорения мехпримесями колеблется в пределах 11% и занимает предпоследнее место в списке отказов по эксплуатационным причинам (см. «Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, НОГС в 2004–2009 гг.» и «Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных УШГН, НОГС в 2004-2009 гг.»). Как известно, во многих вновь осваиваемых насосных скважинах значительное количество мехпримесей поступает из пласта только в первые дни эксплуатации. Так и у нас, основная масса отказов ГНО по засорению (порядка 80%) приходится на вновь введенные скважины из бурения, после забурки 2-го ствола или после проведения ГРП. В дальнейшем при отработке скважины в определенный промежуток времени, как правило, от 150 до 200 суток отказы по причине засорения на этих скважинах просто исчезают. Если проследить динамику роста количества ремонтов из-за засорения ГНО в зависимости от проведения мероприятий по поддержанию заданных объемов добычи (ГРП, бурение и т.д.), то по линии тренда видно, что при увеличении числа проводимых мероприятий происходит увеличение отказов по засорению (см. «Количество ремонтов НОГС по причине засорения мехпримесями в зависимости от проводимых ГРП и бурения 2-х стволов»). Начиная с 2004 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» интенсивно велось разбуривание юрских отложений Западного участка Урьевского месторождения. При этом формирование сетки нагнетания для поддержания пластового давления (ППД) отсутствовало. Поэтому на перспективу ГНО спускалось в скважину на глубину 2500–2600 м и эксплуатировалось на высоких депрессиях с понижением динамического уровня в скважинах до глубины 2300–2400 м, так как в дальнейшем по мере 28 №2/2010

разбуривания участка снижалось пластовое давление. При выводе скважин на режим велся контроль за выносом мехпримесей путем отбора проб на КВЧ, результаты которых показывали огромное содержание мехпримесей (более 400 мг/л). Для снижения негативного воздействия мехпримесей на ГНО было принято решение осваивать скважины под нагнетание сразу же после формирования ячейки разработки, что в свою очередь привело к восстановлению пластового давления и улучшению гидродинамических характеристик скважин. Это позволило нам ограничивать глубину спуска оборудования там, где это возможно, не допуская понижения депрессии до критических значений. Таким образом, в 2008 году удалось снизить число ремонтов по причине засорения (см. «Западный участок Урьевского месторождения»).

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С ЗАСОРЕНИЕМ При эксплуатации месторождений с помощью механизированного фонда большое значение имеют мероприятия, предупреждающие засорение глубинно-насосного оборудования. Такие мероприятия в ТПП «Лангепаснефтегаз» можно разделить на три группы. Первую группу составляют мероприятия, направленные на профилактику отказов по мехпримесям: • подготовка жидкостей глушения (промывок) на солерастворных узлах, использование фильтров очистки жидкости, периодическая промывка автоцистерн осуществляющих доставку жидкости, контроль за содержанием КВЧ подготавливаемой жидкости (наличие лабораторий); • отбор проб на КВЧ при эксплуатации и контроль за их содержанием;

инженерная практика Западный участок Урьевского месторождения

• использование во время ТКРС «обтираторов» при спуско-подъемных операциях для предотвращения падения посторонних предметов в скважины; • подготовка насосно-компрессорных труб в условиях трубной базы, проведение внутренней мехочистки, мойка труб и 100-процентная комплектация резьбы защитными колпачками. Вторая группа — мероприятия, направленные на защиту ГНО от мехпримесей: • спуск глубинно-насосного оборудования в износостойком исполнении; • отбраковка и смена НКТ при ТКРС с отложениями; • использование защитных фильтров (ФС-1), ГПЯ, шламоуловителей; • использование средств контроля за вибрацией, температурой (ТМС) УЭЦН, своевременные профилактические промывки ЭЦН; • уменьшение скорости движения жидкости по пласту в призабойной зоне скважины путем регулирования забойного давления; • уменьшение точки подвеса УЭЦН при подходящих гидродинамических характеристиках скважины, возможность оседания мехпримесей до попадания на прием насоса; • использование станций управления с частотными преобразователями на повышенной частоте для увеличения скорости потока жидкости, проходящей через насос, и объема перекачиваемой жидкости (промывка насоса собственной жидкостью); • первичные разборы оборудования на устье скважин и принятие дальнейших решений; • 100-процентное обследование забоя скважин при первом отказе ГНО после ГРП, зарезки 2-го ствола, бурения и т.д. Третья группа — мероприятия, направленные на удаление мехпримесей (очистку): • скрепирование эксплуатационных колонн с последующей промывкой забоя, при этом осуществляется контроль за КВЧ;

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Как часто вы проводите скреперование? Михаил Шашкин: Был разработан регламент на солеобразующем фонде: раз в два года. Но на сегодняшний день этого недостаточно, и мы принимаем решение о скрепировании э/к колонн по результатам разбора на устье скважины вышедшего из строя оборудования. Вопрос: А каким методом вы извлекаете продукты скрепирования? М.Ш.: Прямой промывкой с помощью пера до чистой воды с отбором проб на КВЧ. Вопрос: Вы показывали, что снизили количество отказов в два раза по скважинам, где вы приподняли оборудование в среднем до глубины 2350м. А потери по ним сколько составляют? М.Ш.: Не оценивали конкретно каждую скважину. При снижении забойного давления насос в стабильном режиме, как правило, не работает, происходят частые прорывы газа, отключения УЭЦН. При улучшении гидродинамических условий скважины насос работает более стабильно, и понижать забойное давление до критических значений не целесообразно. Я считаю, что потерь практически нет. Вопрос: А насколько вы в среднем изменили глубину спуска? М.Ш.: Где-то на 250м, на сегодняшний день глубина спуска УЭЦН составляет 2250–2350 м. Ниже стараемся не спускать. Вопрос: Сколько суток на данный момент отработала ваша экспериментальная сеткафильтр? М.Ш.: 122 суток. Вопрос: А проверяли забой? М.Ш.: На этой скважине забой был пересыпан изначально. После второго отказа мы пытались очистить забой, но получили прихват оборудования, который в дальнейшем ликвидировали. Сейчас провели ревизию забоя — разница составляет два метра. Вопрос: Каково соотношение по вашему фонду вставных и невставных ШГН? М.Ш.: На сегодняшний день начинают превалировать вставные насосы, то есть меняется динамика. Вопрос: Какие стратегические планы у «Лангепаснефтегаза» по увеличению показателей наработки? Хотите ли вы достичь 700–800 суток? Если хотите, то как? Реплика («Лангепаснефтегаз»): Первое — это поддержание проектных забойных давлений, не допущение снижения забойного давления до критических значений. Вторая задача — контроль за фондом скважин, оборудованных УЭЦН, оснащение погружными датчиками термоманометрии и вывод оперативной информации на рабочее место технолога. И, конечно, обучение людей и ужесточение регламентирующих документов. №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Контроль засорения ЭЦН с помощью термоманометрических систем

• на скважинах с низким пластовым давлением проводится очистка скважины с использованием комплекса КОС (комплексная очистка скважины).

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В течение 2009 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» начали массово внедрять системы погружной термоманометрии. По состоянию на 1 января 2010 года оснащено 10% действующего фонда УЭЦН, в 2010 году запланировано оборудовать термоманометрическими системами (ТМС) до 30% действующего фонда УЭЦН. Внедрение ТМС позволяет выявлять засорение рабочих узлов УЭЦН на ранних стадиях. Начало засорения, как прави-

30 №2/2010

ло, сопровождается повышением температуры, вибрацией и ростом давления на приеме УЭЦН. Так, на скважине №7097 куста №323 Урьевского месторождения с наработкой 34 суток после ГРП по ТМС был зафиксирован кратковременный рост температуры, вибрации, и все это сопровождалось ростом давления на приеме ЭЦН. После просмотра и обработки информации провели профилактическую промывку насоса для предотвращения засорения ЭЦН (см. «Контроль засорения ЭЦН с помощью термоманометрических систем»). ТПП «Лангепаснефтегаз» является динамично развивающимся предприятием, готовым к воплощению новых идей на производстве и испытаниям новых типов оборудования.

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

МЕЛЬНИЧЕНКО Виктор Евгеньевич Главный специалист по технологии и технике добычи нефти ОАО «НГК «Славнефть»

ЖДАНОВ Александр Сергеевич Начальник технологического отдела ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

ОПЫТ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕАЗ» ущественный рост доли отказов УЭЦН на фонде скважин «СлавнефтьМегионнефтегаза» по причине засорения мехпримесями в последние годы был обусловлен повышением интенсивности работ по ГРП и повышением депрессии на пласты в результате проведения работ по интенсификации добычи. К настоящему моменту число отказов погружного оборудования по причине засорения удалось существенно снизить с одновременным повышением общей средней наработки на отказ за счет внедрения нескольких видов специализированного оборудования, а также за счет использования низкодебитных УЭЦН, рассчитанных на надежную работу в условиях высокого уровня КВЧ.

Действующий фонд оборудованных УЭЦН скважин ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составляет порядка 3,5 тыс. скважин. Эта цифра почти поровну распределена между группами пластов ЮВ, АВ и БВ (см. «Структура фонда скважин с УЭЦН в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»). С 2000 года доля «юрских» скважин выросла с 11% до 34%. Пласты группы ЮВ характеризуются низкой продуктивностью, неоднородностью. 74% скважин после ГРП. В целом по действующему фонду УЭЦН количество скважин с ГРП увеличилось с 2% до 39%. Динамика фонда ГРП коррелирует с долей отказов УЭЦН вследствие выноса мехпримесей (см. «Отказы УЭЦН вследствие выноса мехпримесей»). Мы видим, что в 2000 году доля отказов по мехпримесям составляла всего 8%, а в 2007 достигла уже 32% по всему

Структура фонда скважин с УЭЦН в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

32 №2/2010

инженерная практика Причины преждевременных отказов УЭЦН

Отказы УЭЦН вследствие выноса мехпримесей

Отказы узлов УЭЦН

фонду. По преждевременным отказам — 72%. В 2007 году это была превалирующая причина отказов УЭЦН. После разработки и реализации ряда мероприятий по борьбе с мехпримесями в 2008-2009 годах мы видим снижение доли отказов по этой причине до 24% и 19%, по преждевременным — до 37% и 28% соответственно. Второй фактор выноса мехпримесей — интенсификация добычи, то есть увеличение депрессии на пласт. При сопоставлении четко прослеживается зависимость между величиной депрессии на пласт и КВЧ (см. «Зависимость выноса мехпримесей от депрессии на пласт»). Состав мехпримесей неоднороден. Приходится сталкиваться с мехпримесями размером 100 мкм, 600700 мкм и более (см. «Анализ состава мехпримесей по скважинам»).

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С МЕХПРИМЕСЯМИ

Следующий вид внедрявшегося оборудования — погружной сепаратор мехпримесей (см. «Погружной сепаратор мехпримесей»). Эффективность использования этой технологии в 2008 году составила плюс 40 суток. При этом уровень наработки в 106 суток, конечно, воспринимается как не слишком удовлетворительный результат по данной группе скважин, оборудованных ПСМ. Здесь же следует отметить, что при спуске ПСМ возникает много других проблем. В частности, это солеотложение. То есть избавляемся от мехпримесей, а получаем соли. В 2008 году по солеотложениям было 7 отказов. В 2009 году эффективность технологии — плюс 32 суток. Причем по мехпримесям отказов УЭЦН было всего два, по солеотложению — один. Пока мы еще не можем точно сказать, эффективна ли в целом технология ПСМ для наших скважин. С другой стороны, понятно, что технология очень избирательна. При одинаковом значении КВЧ мы наблюдаем разный уровень накопления мехпримесей в контейнерах.

Зависимость выноса мехпримесей от депрессии на пласт

В 2008 и 2009 годах на скважинах предприятия внедрялись фильтры ЖНШ. В частности, в 2009 году смонтировали 281 фильтр. Предполагаем за счет этого оборудования увеличить наработку на 25 суток: с текущего значения 124 суток до 159 суток как минимум (см. «Фильтр ЖНШ»). По итогам 2008 года за счет внедрения ЖНШ наработка повысилась на 64 суток. Снижение эффективности в 2009 году связано с повторными монтажами ЖНШ и остановками скважин на проведение различных ГТМ и т.п. (в 2009 г. — 34%). При этом наибольшая эффективность ЖНШ отмечена на скважинах после ГРП. Во втором полугодии 2009 года начато испытание фильтров ЖНШ производства завода «АЛНАС». №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Анализ состава мехпримесей по скважинам

Фильтр ЖНШ

34 №2/2010

инженерная практика REDA IZLINE, TD-160

Компрессионные насосы и насосы пакетной сборки

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Погружной сепаратор мехпримесей

ВЫБОР ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ Следующий вопрос, который крайне важен в работе с мехпримесями, — это выбор глубинно-насосного оборудования (ГНО). Мы рассматривали УЭЦН REDA IZLINE и TD-160 в качестве оборудования, которое могло бы обеспечить высокую надежность при работе в условиях повышенного выноса мехприме-

сей (см. «REDA IZLINE, TD-160»). Это установки с осевой опорой гидрозащиты, двухопорными ступенями и, что немаловажно, это 5А габарит с производительностью 25 м /сут., то есть низкопроизводительные насосы. По TD-160 базовая наработка составила 268 суток, прогнозная — 330 суток. Совсем неплохой результат для насосов такой производительности. По УЭЦН REDA IZLINE прогнозируем 254 суток как минимум. Также в 2009 году испытывались компрессионные насосы и насосы пакетной сборки. В данном случае мы говорим об установках REDA DN5800 (компресси онные) и Centrilift «Центурион» (KP, пакетная сборка).

Итоги работы фонда УЭЦН ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2009 году

36 №2/2010

инженерная практика Кожух с фильтром «РИК»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: С чем связана острота проблемы по отказам кабельных линий? Виктор Мельниченко: 23%? С недостаточными притоками, в первую очередь. Вопрос: Не пробовали переходить на нижний интервал, чтобы уйти от недостаточного притока? В.М.: Пробовали. Пару установок пересыпало, и желание пропало. Вопрос: Какие стратегические планы на 2010 год? Разобраться с кабелем и негерметичностью труб, наверное? В.М.: С солями. С трубой мы уже разобрались.

Текущий эффект по установкам REDA — плюс 202 суток, по Centrilft — плюс 104 суток (см. «Компрессионные насосы и насосы пакетной сборки»). И, наконец, еще одна из применяемых в «Славнефть-Мегионнефтегазе» технологий — спуск на кожухе фильтра «РИК». Это колонна 102 мм с проволочным сеточным фильтром. Снизу ставится заглушка и спускается на кожухе. В 2008 году мы получили неплохой эффект — плюс 100 суток (см. «Кожух с фильтром «РИК»). В 2009 году значительного прироста не было вследствие повторного спуска фильтров. Прогнозная средняя наработка — 194 суток.

РЕЗУЛЬТАТЫ В результате проведенной работы показатель средней наработки на отказ УЭЦН с уровня 2006 года в 321 суток вырос к 2009 году до 372 суток (см. «Итоги работы фонда УЭЦН ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в 2009 году»). И этот показатель продолжает расти. В 2009 году количество отказов снизилось на 12%. Мы получили хороший экономический эффект, в том числе в программе по борьбе с мехпримесями.

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

АФАНАСЬЕВ Александр Владимирович Начальник отдела подбора и учета оборудования ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР»

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ «ЛИНК» ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА ысокая концентрация мехпримесей и среда повышенной коррозионности делают условия эксплуатации УЭЦН на объектах Покурской свиты аномально осложненными. В ОАО «Варьеганнефтегаз» для решения данных проблем используются несколько направлений и технологий. Это, во-первых, испытание и внедрение технологий крепления призабойной зоны (ПЗС); во-вторых, внедрение защитных устройств предотвращающих или сокращающих вынос мехпримесей;

Концентрация мехпримесей на Ван-Еганском месторождении

в-третьих, внедрение оборудования УЭЦН компрессионного типа с рабочими органами из неризиста 4-го типа; и, наконец, внедрение альтернативных способов добычи нефти. Внедрение новых технологий по креплению ПЗС и использование оборудования, способного работать с повышенным содержанием мехпримесей, позволило за два прошедших года увеличить среднюю наработку погружного оборудования на отказ с 263 до 432 суток. Разработка слабосцементированных коллекторов всегда осложняется выносом породы и механических примесей, и решение возникающих при этом проблем становится важнейшей задачей при добыче нефти. Эти осложнения характерны для Варьеганской группы месторождений, на которых компания «Варьеганнефтегаз» в настоящее время интенсивно разрабатывает объекты Покурской свиты (см. «Концентрация мехпримесей на Ван-Еганском месторождении»). Разрабатываемый коллектор представляет собой несцементированный песчаник, вследствие чего

Индекс абразивности

38 №2/2010

инженерная практика Датчик механических примесей ClamPon

оборудование работает в условиях повышенной абразивности. Вынос песка достаточно значительный. Бывают случаи, когда при подъеме оборудования 7–8 секций НКТ выше насоса оказываются забитыми. По полученным данным, индекс абразивности ванеганского песка составляет 80 единиц. При этом мехпримеси в добываемой жидкости содержатся в концентрациях 540-900 мг/л. А в ряде случаев их уровень гораздо выше. Об этом позволяют судить результаты исследований по отобранным пробам. В ОАО «ТНК-ВР» разработали собственную методику определения индекса абразивности (AI) — комплексного качественного показателя абразивной агрессивности песка при прохождении через подземное оборудование (см. «Индекс абразивности»).

ДАТЧИК СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ В рамках работы по оценке и оптимизации борьбы с влиянием мехпримесей на работу скважинного оборудования был приобретен датчик ClamPon, который фиксирует количество выносимых мехпримесей на каждой отдельной скважине (см. «Датчик механических примесей ClamPon»). Принцип его действия основан на регистрации уровня энергии от воздействия частиц при ударе о стенку трубопровода. В комплект поставки входит программное обеспечение, сам датчик и блок регистрации. Монитор частиц ClamPon при помощи кабеля (4х75 мм2, луженый медный экран с внешней оболочкой) соединяется с блоком преобразования сигналов и дальше через COMпорт с портативным компьютером (см. «Схема подключения датчика ClamPon»). Датчик устанавливается на участок на расстоянии двух диаметров трубопровода после изменения направления движения потока жидкости и далее с помощью кабеля подключается к преобразователю сигналов и к ПК, которые можно расположить в блоке местной аппаратуры (БМА). Мы установили датчик на скважину №400 куст №10 Ван-Еганского месторождения 19 января 2010 года. Режим по скважине 590м /27т/95%, пласт АВ1-2, мех-

примеси 100 мг/кг (см. «Установка датчика на скважину 400/10»). В процессе записи параметров была произведена смена частоты работы ЭЦН DN-4300 с 55 до 50 Гц и затем с 50 до 55 Гц. Количество мехпримесей, которое мы получали по этой скважине в результате отбора проб, составляло до 100 мг/л. Обработка данных прибора ClamPon показала интересное распределение (см. «Расчет данных, полученных от датчика ClamPon»). Если мы раньше говорили, что у нас залповые выносы происходят только тогда, когда мы запускаем УЭЦН и выводим скважину на режим, то теперь мы понимаем, что это не так.

Схема подключения датчика ClamPon

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Установка датчика на скважину 400/10

Межремонтный период скважины, о которой идет речь, составляет более 400 суток. Спущена установка REDA 4300 (Нирезист 4-го типа). Это самое современное на сегодняшний день оборудование в мире. Тем не менее, эта установка у нас недавно отказала. И причиной отказа были как раз мехпримеси. Как видно из графика, при работе установки происходят залповые выносы мехпримесей даже при стабильном режиме работы оборудования. Этим объясняется тот факт, что при каждом заборе проб лаборатория выдавала разные данные по КВЧ. Даже при стабильном, на первый взгляд, режиме работы оборудования возникают процессы разрушения породы пласта, в результате чего мы получаем вынос мехпримесей. И это сказывается на режиме работы оборудования.

ВНЕДРЕНИЕ ЭЛЕКТРОВИНТОВЫХ НАСОСОВ Для повышения эффективности работы скважин с большим содержанием мех примесей в добываемой продукции мы решили испытать ряд новых технологий. В первое время внедрялись сдвоенные винтовые насосы, поскольку винтовые насосы способны работать

с большим количеством мехпримесей. Недостатком было то, что в сдвоенных винтовых насосах каждый отдельный винт работал в своей обойме с независимым от другого винта отбором жидкости. В результате в зазоре между обоймой верхнего винта и корпуса скапливались мехпримеси. Поскольку качать было некуда, первый эластомер просто разрывался, выходил из строя. Второй, поскольку недостаточно было жидкости, для того чтобы прокачать скопившиеся сверху мехпримеси , тоже отказывал. Самая большая наработка по сдвоенным винтовым насосам составила 106 суток (см. «Результаты работы сдвоенных винтовых насосов»). Учитывая результаты работы сдвоенных винтовых насосов с 2008 года, мы внедрили 7 одновинтовых насосов с винтовой парой повышенной стойкости к износу, способной перекачивать жидкость с содержанием абразивных частиц до 10 г/л с вентильным электродвигателем, способным обеспечить работу насоса от 250 об./мин. Возможность внедрения одновинтового насоса была обеспечена за счет создания усиленного узла пяты гидрозащиты для работы с повышенной осе-

Результаты работы сдвоенных винтовых насосов № скв

Куст

Пласт

Дата отказа

Наработка

Причина остановки

Причина отказа

Тип оборудования

Тип ВН

6006

ПК12

15.06.06

Клин

мехпримеси

УЭВН 350-1800 + редуктор

сдвоенный

8036

ПК19

13.10.02

317

Клин

мехпримеси

УЭВН-4100 + редуктор

сдвоенный

6006

ПК12

12.01.03

Снижение R

мехпримеси

УЭВН-4100 + редуктор

сдвоенный

А1-1

24.05.06

160

Клин

мехпримеси

ЭВНБ С1-25-1500 с ВПЭД

сдвоенный

135р 6006

ПК12

14.01.06

Клин

мехпримеси

ЭВНБ С1-63-1200 с ВПЭД

сдвоенный

6006

ПК12

18.05.06

Снижение R

мехпримеси

ЭВНБ С1-63-1200 + редуктор

сдвоенный

3054

ПК19

16.01.06

Клин

мехпримеси

ЭВНБ С1-63-1200 с ВПЭД

сдвоенный

2010

ПК1-2

08.01.05

168

ГТМ

ЭВНР-20-1200+ редуктор

сдвоенный

698

ПК12

16.03.06

111

Отсутств. Q

мехпримеси

ЭВНР-20-1200+ редуктор

сдвоенный

6006

ПК12

14.03.05

Отсутств. Q

мехпримеси

ЭВНР-20-1200+ редуктор

сдвоенный

40 №2/2010

инженерная практика Расчет данных, полученных от датчика ClamPon

вой нагрузкой (см. «Внедрение одновинтовых насосов с погружным вентильным электродвигателем»). Мы поставили перед заводом «Борец» задачу сделать такой же винтовой насос, как в случае штангового привода, с нулевым зазором между эластомером и ротором и с большей его длиной. От проблемы мы окончательно не избавились, но оборудование оказалось работоспособным после разборки. Если ЭЦН после такой эксплуатации просто приходил в негодность и списывался, мы заново спускали насосы в скважину после ремонта на сервисной базе. В некоторых случаях производили до 7 спусков (см. «Динамика монтажей и наработки УЭВН») Тем не менее до окончания гарантийного периода работы (180 суток с учетом КВЧ) большая часть установок не доработала (см. «Суммарная наработка УЭВН»). В семи случаях установки поднимали в связи с геолого-техническими мероприятиями (ГТМ). В одиннадцати случаях причина — мехпримеси. Также сказывалась работа в периодических режимах, некачественный ремонт винтовых насосов. И все же основной причиной отказа этих винтовых насосов были именно мехпримеси (см. «Причины отказов УЭВН»).

ДЕСЕНДЕРЫ Следующим этапом было внедрение десендеров (см. «Принцип действия десендера»). Применялись десендеры и пескоотделители гравитационного и центрифужного типов. Гравитационные десендеры — это российская разработка, центрифужные — зарубежного производства группы ESP. В 2007-2008 годах в ООО «СП «Ваньеганнефть» было внедрено 30 десендеров. Рост наработки по скважинам составил порядка 100 суток (см. «Анализ результатов внедрения десендеров»). Тем не менее отказы продолжались. В условиях наиболее интенсивного выноса мехпримесей пересыпался интервал перфорации, заполнялся контейнер в десендере, прекращался приток из скважины. Приходилось делать ремонт, извлекать пакер и поднимать сам контейнер вместе с десендером. №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Внедрение одновинтовых насосов с погружным вентильным электродвигателем

Первоначально использовались пакеры FH Baker Hughes. У них был единственный недостаток: они не могли выдерживать высокую нагрузку. Перешли на пакеры 5ПМС, увеличили длину контейнера, что позволило по ряду скважин увеличить наработку на отказ до 400 суток. Один из примеров — скважина №859. Она ушла изза частых ремонтов в бездействие со средним МРП 83 суток. После спуска десендеров скважина отработала 414 суток. Но мы на этом не стали останавливаться, стали искать новые технологии, которые бы позволили нам еще выше поднять этот порог. Так мы, в частности, пришли к гравийной набивке.

Динамика монтажей и наработки УЭВН

42 №2/2010

ГРАВИЙНАЯ НАБИВКА В чем заключается суть технологии? За колонну закачивается песок. Песок может удержать только такой же песок, который будет находиться там в распирающем состоянии, предотвращающем дальнейшее разрушение пласта (см. «Гравийный фильтр»). Были проведены работы на двух скважинах. Высокая стоимость внедрения объяснялась использованием импортного оборудования и привлечением иностранных специалистов. Вместе с тем, поскольку одна из скважин, которая была закончена горизонтальным способом с гравийной набивкой, обеспечила наработку 1000 суток на пластах Покурской свиты, мы решили

инженерная практика Суммарная наработка УЭВН

провести такие же работы на скважинах, которые были закончены до этого. Таким образом, мы перешли на вышележащий пласт группы ПК. В обсаженном стволе такие работы проводились впервые на территории Российской Федерации. К проекту мы привлекли ведущих мировых специалистов в данной области. Работу выполняла компания Weatherford. Закачку пропанта осуществляла компания NewCo Well Service. Кроме того, со стороны ТНК-ВР присутствовали представители из Хорватии, где часто применяется этот способ гравийной набивки. Благодаря тому, что песок и выбранный нами проппант стали удерживать мехпримеси, вначале мы наблюдали лишь вынос мелких фракций песка (см. «КВЧ после гравийной набивки»). После 6 суток работы КВЧ уже значительно уменьшилась, поскольку произошло

Принцип действия десендера

Причины отказов УЭВН

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Анализ результатов внедрения десендеров

ТЕХНОЛОГИЯ «ЛИНК» Параметр

До внедрения

После внедрения

Наработка на отказ

171

Количество отказов

Отказы из-за мехпримесей

КВЧср

144

105

Полеты

уплотнение гравийной набивки. По истечении 16 суток мы наблюдали только гидроокислы железа. Содержания кварца удалось свести к минимуму. Остался только кальцит. К сожалению, с удалением одного из осложняющих факторов на первый план выходят другие. Мы провели химический анализ пласта и выявили включения, которые могут образовывать соль. Соответствующие скважины сразу были включены в график работ по предотвращению солеотложения.

Гравийный фильтр

44 №2/2010

Следующая из внедрявшихся технологий — технология «ЛИНК» задумывалась как комплекс мероприятий. Ее основной элемент — полимер, смешанный с закрепителем и газообразователем, который вспенивается в пласте, образуя поровую прослойку, напоминающую по своей структуре пемзу. Песок оказывается связанным, что предотвращает последующее разрушение пласта. Операция включает в себя закачку буферной оторочки (6-8 м3); закачку рабочего состава (0,7-0,8 м на 1 метр эффективной толщины); закачку гидрофобной жидкости (товарная нефть, солярка и т.п.) объемом в 1,5-2,0 раза больше объема закачанного рабочего состава; выдержку на реагирование и отверждение; постепенный ввод скважины в эксплуатацию. В первую очередь для испытания технологии были выбраны скважины, которые вообще никак не работали даже с винтовыми насосами. Средняя наработка

инженерная практика КВЧ после гравийной набивки

оборудования в первой скважине (№1745) составляла 7 суток. Были вложены средства в капитальный ремонт. Перешли на объект ПК14, но скважина так и не работала: постоянно вытаскивали песок, пересыпался интервал перфорации. После применения технологии и трех месяцев непрерывной работы скважины было принято решение о внедрении «ЛИНК» на 5 других скважинах. На сегодняшний день эта технология получила повсеместное применение. Дебит по жидкости зависел от того, сколько полимера и сколько газообразователя мы закачивали. В первые скважины после 1745-й (№№450 и 701) газообразователя закачали меньше, чем следовало, поскольку это был первый опыт использования данного

реагента в России. В итоге мы получили значительный скин-эффект с соответствующим снижением притока. Впоследствии некоторые подобные скважины пришлось дополнительно перфорировать. При этом обводненность продукции по этим скважинам оказалась меньше, чем была до проведения работ. На скважине 356 были проведены работы по выводу из бездействия. Была закачана пачка «ЛИНК» с повышенным содержанием полимера, чтобы снизить обводненность продукции. В результате скважина была выведена из бездействия после 100-процентного обводнения продукции (см. «Наработка на отказ по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК»). Данную технологию можно параллельно рассматривать как технологию для проведения ОВП.

Наработка на отказ по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК», 2009 г.

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Дебит по жидкости по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК», 2009 г.

Обводненность по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК», 2009 г.

Дебит по нефти по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК», 2009 г.

46 №2/2010

инженерная практика Изменение скин-эффекта после обработки по технологии «ЛИНК»

В целом по всему фонду скважин, где были проведены эти мероприятия, мы получили прирост по нефти на уровне плюс 4 т/сутки (см. «Дебит по нефти по скважинам Покурской свиты до и после применения технологии «ЛИНК»). И до сегодняшнего времени этот эффект сохраняется. Расчет по программе Perform показал, что по скважинам 701, 450, 347, 1745 скин-эффект составил порядка 5-7 единиц (см. «Изменение скин-эффекта после обработки по технологии «ЛИНК»). Позже рецептура реагента была изменена. Были также проведены анализы по образованию каверн в соотношении с объемами закачки гидрофобной жидкости (см. «Соотношение объема каверны и жидкости продавки»). Гидрофобная жидкость продавки в первую очередь отвечает за образование связи в порах смолы, и ее нехватка грозит снижением эффективной пористости. В свою очередь недостаток смолы и пенообразователя снижает качество крепления ПЗ. Использование результатов анализа привело к последующему сокращению влияния скин-фактора. Также мы проводили моделирование формы каверн на основании каротажных материалов и подсчета объемов выноса пород. Проведя геофизические работы по закачке изотопов, мы сможем еще точнее определять формы каверн и оптимально подбирать состав «ЛИНК» для последующего воздействия на призабойную зону (см. «Предложение в сфере моделирования каверн на ПК»).

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Соотношение объема каверны и жидкости продавки

Если сравнить экономические показатели внедрения двух вышеописанных технологий, то мы видим, что при фактически одинаковых инвестициях PI (индекс доходности) по технологии «ЛИНК» составляет почти 19 единиц, в два раза опережая по этому показателю десендеры. Каждый вложенный в «ЛИНК» доллар принес нам фактически 19 долларов прибыли (см. «Ожидаемый экономический эффект»). При этом экономический эффект складывался, в основном, из сокращения затрат на ремонт скважин, уве№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Предложение в сфере моделирования каверн на ПК

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Вы используете прибор для измерения КВЧ в режиме реального времени на группе скважин или на одной скважине? Александр Афанасьев: Мы пока провели испытания на одной скважине, о которой я рассказал. Далее планируем провести испытания данного прибора на скважинах , в которых внедряем технологию «ЛИНК» Вопрос: Вы доверяете показаниям прибора? А.А.: Да. Потому что когда мы стали делать мониторинг по «ЛИНК», мы брали пробы со скважин чуть ли не каждый день, поскольку эта технология была новой для России. И увидели, что данные КВЧ разнятся. Вопрос: Технология «ЛИНК» — это технология какой-то компании или вы сами ее разрабатывали? А.А.: Началось все с «Геотехнокина», у которых была химия, и они не знали, куда ее деть. А у нас была соответствующая проблема. Мы обратились к ним с предложением о бесплатном испытании на скважине 1745. Когда мы получили хороший эффект, решили продлить эти испытание, сделали дополнительно 5 операций. Вопрос: На этих скважинах ГРП уже проводился? А.А.: Нет. Это все пласты Покурской свиты без ГРП. Вопрос: Как вы оценивали величину скин-эффекта? А.А.: По данным ТМС — по разнице между забойным и пластовым давлением в программе Perform. Вопрос: Технология «ЛИНК» на основе смолы? А.А.: Нет, это полимер. Полимер вступает в реакцию, прежде всего, с водой. Поэтому мы получили именно снижение обводненности продукции. Вопрос: Можете ли вы назвать расчетную проницаемость вспененной субстанции, после того, как она уплотнилась? А.А.: Стендовых испытаний проницаемости мы не проводили, потому что задача изначально сводилась к ограничению выноса мех. примесей, а не к получению эффекта от снижения коэффициента продуктивности. Мы же работаем с Покурской свитой — несцементированным песчаником.

личение наработки на отказ оборудования, снижения затрат на ремонт оборудования и снижения потерь нефти во время простоев. Если же говорить о наработке на отказ, то наши традиционные методы работы в 2006-2007 годах не позволяли нам достигнуть показателя выше 277 суток. Использование ЭЦН повышенной надежности в соответствии с новыми техтребованиями ТНК-ВР, десендеры, пескоотделители, ЧПС, гравийные набивки, крепление призабойной зоны, винтовые насосы и другие новые технологии позволили нам к концу 2009 года достичь средней наработки погружного оборудования в 432 суток. Причем в данном случае мы говорим только о «Ваньеганнефти». В целом по компании везде прогнозируется рост. Технологии уже опробованы, проведены испытания в «ТНК-Нижневартовск», в «Самотлорнефтегазе», где также подтверждены случаи решения проблемы обводненности продукции и выхода скважин из часто ремонтируемого фонда.

Ожидаемый экономический эффект Внедрение десендеров на 24 скв. NPV

$ тыс.

3905

PVI

$ тыс.

503

ед.

8,77

Срок окупаемости

лет

Применение технологии «ЛИНК» на 15 скв. Вопрос: В процессе эксплуатации может снизиться приток, могут образоваться соли, насос заклинит. Нужно будет проводить кислотные обработки. Получается, мы испортим технологию «ЛИНК» так как кислота его разрушает? А.А.: Можно использовать контейнер или капиллярную трубку в этом случае. Выбрать отдельно для каждой скважины способ подачи реагентов. В принципе, такие технологии есть. 48 №2/2010

NPV

$ тыс.

3536

PVI

$ тыс.

221

ед.

18,9

Срок окупаемости

лет

инженерная практика

КЛЫКОВ Виктор Юрьевич Начальник ПТО НГДУ «Воткинск», ОАО «Удмуртнефть»

ЕМЕЛЬЯНОВ Дмитрий Васильевич Начальник НГДУ «Воткинск»

ПРОБЛЕМЫ С ВЫНОСОМ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ И ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» ОАО «Удмуртнефть» механические примеси в основном характеризуются химической природой возникновения и представляют собой соли, агрегатированные с АСПО. Негативное влияние распространяется на ГНО, систему промысловых трубопроводов, процесс подготовки нефти. На сегодняшний день нет достаточно эффективных, малозатратных методов борьбы с механическими примесями такого типа. Поэтому требуется комплексный подход к решению задач по снижению негативного влияния механических примесей на всех этапах разработки месторождения. Компания использует ряд организационных мероприятий и технических средств для решения поставленной задачи, повышая показатели МРП и СНО погружного оборудования.

Компания «Удмуртнефть» разрабатывает 28 месторождений на территории Удмуртской Республики. Основной тип коллекторов — карбонатный, в связи с чем проблема мехпримесей стоит не так остро, как на других предприятиях. Добыча жидкости составляет 160 тыс. м в сутки, нефти — 17,5 тыс. тонн в сутки. Механизированный фонд насчитывает 3827 скважин, из которых 1021 оборудованы УЭЦН, 2800 — УШГН, пять — УШВН и еще в одной скважине установлена УЭВН. Средний межремонтный период (МРП) по всему фонду — 1077 суток; по УЭЦН — 1260, по УШГН — 1037. Средняя наработка на отказ (СНО, по методике НК «Роснефть») — 446, 507 и 432 суток соответственно (см. «Динамика фонда скважин с УЭЦН и УШГН за 2008 — 2009 гг.»). На протяжении последних лет в ОАО «Удмуртнефть» показатели МРП и НнО стабильно растут (см. «Динамика МРП и СНО по ОАО «Удмуртнефть» в 2007–2009 гг.»). Однако наряду с этим существует проблема выноса механических примесей совместно с добываемой продукцией. Так, согласно результатам проводимых совещаний «День качества», в 2009 году на не отработавших 365 суток скважинах причиной отка-

зов оборудования в 117 случаях из 585 были механические примеси, что составляет 20% от всех отказов. Это лишний раз подтверждает, что эффективная борьба с негативным влиянием механических примесей на работу глубинно-насосного оборудования, процессы транспортировки и подготовки нефти, закачке попутно добываемой воды является одной из важнейших задач при эксплуатации месторождений. Поэтому для любого нефтедобывающего предприятия ее удачное решение непременно приводит к улучшению показателей успешности работы.

ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ УЭЦН И УШГН Динамика отказов УЭЦН за 2007–2009 гг. по причине влияния механических примесей положительная, однако составляет практически половину (47%) от общего числа отказов УЭЦН с наработкой до 365 суток (см. «Динамика отказов УЭЦН»). Так, по сравнению с 2007 годом количество отказов снизилось на 44%. В основном к отказам УЭЦН по причине мехпримесей относится механический износ рабочих органов УЭЦН зачастую в случаях их эксплуатации после проведения ГРП, либо после проведения прострелочно-взрывных работ (ПВР). Данная проблема решается как организационно — увеличением глубины освоения после проведения ГТМ с ПВР, так и технически — установкой фильтрующих элементов на прием УЭЦН. Также засорения мехпримесями в значительном числе случаев состоят в основном из слаборастворимых солей. Борьба с этим фактором сводится, как правило, к проведению технологических операций на скважинах (промывка скважины подтоварной водой, обработка соляной кислотой), чистке емкостей набора попутно добываемой воды и установке фильтров на агрегатах ЦА-320, используемых при глушении и промывке скважин. Динамика отказов УШГН по причине влияния механических примесей в период 2007–2009 гг. также положительная и составляет 17% от общего числа отказов с наработкой до 365 суток (см. «Динамика отказов УШГН»). Так, по сравнению с 2007 годом количество от№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Схема размещения месторождений Удмуртской республики

50 №2/2010

инженерная практика Динамика фонда скважин с УЭЦН и УШГН за 2008–2009 гг.

УШГН

казов снизилось на 24%. Последствиями влияния механических примесей на работу УШГН становились заклинивания плунжеров в цилиндре ШГН, нередко приводившие к обрыву штанг, забиванию фильтров насосов, отказу работы клапанных пар. Таким образом, при высоком уровне организационной работы с фондом УШГН и УЭЦН борьба с мехпримесями имеет определяющее значение для повышение показателей работы мехфонда, так как на засорение ГНО приходится большая доля от общего количества отказов. Это обширное поле деятельности для разработки и внедрения широкого спектра специфических фильтров и других технологий.

УШГН

ОСОБЕННОСТИ МЕХПРИМЕСЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УДМУРТИИ Разрабатываемые месторождения «Удмуртнефти» состоят преимущественно из карбонатных коллекторов. В этом случае вынос мехпримесей из горных пород оказывает меньшее влияние на процессы добычи и подготовки нефти, чем в случае разработки терригенных коллекторов. Горная порода улавливается фильтрами или выносится в небольших количествах с жидкостью. Внешним источником механических примесей становится в основном проведение ГРП с закреплением полученных трещин проппантом, а также бурение новых скважин и боковых горизонтальных стволов с

Динамика МРП и СНО по ОАО «Удмуртнефть» в 2007–2009 гг. Кол-во отказов

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Динамика отказов УЭЦН

последующим проведением ПВР. Вынос проппанта, цемента и других механических примесей носит временный характер, и интенсивность уменьшается с течением времени. Также механические примеси, а именно слаборастворимые соли, содержащиеся в пластовой воде, могут быть занесены на прием насосов при проведении таких технологических операций, как глушение и промывка скважин. Образующиеся таким образом мехпримеси оказывают незначительное влияние на процессы добычи и подготовки нефти и подтоварной воды. Основную же проблему для «Удмуртнефти» составляют механические примеси, возникающие в результате химических реакций, проходящих в пластах после

Динамика отказов УШГН

52 №2/2010

начала разработки. Мехпримеси этого типа (слаборастворимые соли и оксиды) негативно влияют на процессы добычи, транспортировки, подготовки нефти и попутно добываемой воды.

АНАЛИЗ ОТЛОЖЕНИЙ В УЗЛАХ ГНО Основную долю мехпримесей последней из названных категорий составляют сульфид железа, гипсы и кальциты, а затем уже следуют хлориды различных металлов (см. «Анализ механических примесей в узлах ГНО»). Сульфид железа представляет собой рыхлую черную массу. Слаборастворимая в воде соль хорошо агрегатируется с другими солями и АСПО, часто играет

инженерная практика Анализ механических примесей в узлах ГНО

58%

49%

роль стимулятора образования кристаллов солей и АСПО в зоне приема насоса, забивая при этом фильтры и рабочие органы насосов, которые находятся ниже интервала образования АСПО в обычных условиях. В среднем уровень КВЧ в добываемой продукции колеблется от 100 до 2500 мг/л. Несмотря на рыхлость массы, сульфид железа играет отрицательную роль в работе оборудования, засоряя рабочие органы ЭЦН, клапанные клетки ШГН и фильтры насосов. В выкидных линиях и распределительных водоводах системы нагнетания сточной воды образуются осадки, под которыми размножаются сульфатовосстанавливающие (СВБ) и теоновые бактерии, корродирующие металл. Кроме того, в определенных условиях сульфид железа совместно с гипсом и карбонатами полностью забивает водоводы сточной воды (например, на Мишкинском месторождении). Это приводит к ограничению добычи жидкости из пласта, потерям нефти и дополнительным обработкам системы трубопроводов. В то же время в нагнетательных скважинах сточной воды при высокой приемистости скважин сульфиды железа играют определенную положительную роль, саморегулируя профиль приемистости. При приемистости меньше 100 м3/сутки сульфид железа способствует быстрому снижению приемистости скважин, вплоть до ее полного устранения. Откуда образуется такое количество сульфида железа? Многие промысловые инженеры считают его продуктом коррозии металла (ГНО, обсадная колонна, аварийное оборудование на забоях скважин). Однако это не совсем так (см. «Компонентный состав отложений в НКТ»). Химическая лаборатория определяет содержание ионов Fe3+ и Fe2+ в исходной речной пресной воде, используемой для целей ППД. По данным этой лаборатории, содержание ионов железа в исходной воде составляет 650 мг/литр. При закачке воды с большим содержанием свободного железа в пласт, где содержится сероводород Н2S, создаются благоприятные условия для образования сульфида железа. №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НЕГАТИВНЫМ ВЛИЯНИЕМ МЕХПРИМЕСЕЙ Значительная часть отказов ГНО происходит после проведения на скважинах таких ГТМ, как переход на другой горизонт (ПДГ), дострел, перестрел, ГРП. Поэтому с организационной точки зрения важную роль играет процесс освоения скважин. Для увеличения эффективности освоения скважин в «Удмуртнефти» применяется метод локально-циклической депрессии, основанный на увеличении депрессии при свабировании за счет установки пакера над интервалом перфорации. Также при небольших дебитах жидкости (до 60 м3), в ОАО «Удмуртнефть» успешно применяется освоение невставным насосом нн-57. Существенное значение имеет качественный вывод УЭЦН на режим при помощи частотного преобразователя после проведения подобных ГТМ на скважинах. В связи с образованием в используемой для технологических операций подтоварной воде сульфидов и оксидов железа проводится периодическая очистка емкостного парка пунктов набора подтоварной воды, что при среднем значении КВЧ в подтоварной воде

Входной модуль ФРП УЭЦН

Компонентный состав отложений в НКТ, % Скважина

Нефтепродукты

H2O

FeS+ Fe2O3

CaSO4

NaCl

CaCO3

№ 2295. Верх подвески

8,5

26,8

33,7

1,7

2,1

14,2

№ 2295. Низ подвески

34,9

15,7

33,8

7,9

2,0

5,7

№ 2292

4,7

22,9

52,6

13,7

–

6,1

54 №2/2010

200 мг/л существенно снижает степень загрязнения ГНО мехпримесями из внешнего источника. Кроме того, спецтехника комплектуется фильтрами, также снижающими поступление механических примесей в скважину. Проводится также скребкование ЭК в зоне отложения солей и коррозионной зоне с последующим ингибированием. Из числа технических решений в 2008–2009 гг. на 8 скважинах был успешно испытан входной фильтрующий модуль ФРП фильтров песочных пружинных разработки и производства ООО «Русэлком» (см. «Входной модуль ФРП УЭЦН»). ФРП рекомендован к установке на скважинах, имеющих большой вынос механических примесей, а также на скважинах с проведенными ГРП. Модуль входной ФРП входит в состав УЭЦН и предназначен для предотвращения попадания в рабочие органы насосных секций или газосепаратор твердых примесей (механических и проппанта), содержащихся в пластовой жидкости, и устанавливается вместо модуля входного МВ-5. Модуль состоит из секций, имеющих корпуса с продольными пазами, внутри которых размещается рабочая пружина, пропускающая пластовую жидкость через межвитковые зазоры. Для регулирования межвиткового зазора пружин на каждой секции используются винты. Пружина изготавливается с антикоррозионным покрытием, пары трения радиальных подшипников выполнены из твердого сплава, а остальные детали изготовлены из нержавеющих сталей, латуни и стали с антикоррозионным покрытием. Входной модуль ФРП устанавливается между гидрозащитой и нижней насосной секцией или между гидрозащитой и газосепаратором. Присоединительные размеры соответствуют модулю входному МВ-5. При использовании модуля совместно с газосепаратором последний должен применяться без приемной сетки. Задержание твердых частиц осуществляется при прохождении загрязненной пластовой жидкости через винтовые щели фильтрующего элемента, и тонкость фильтрации определяется размером щели.

инженерная практика

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Вы оценивали гранулометрический состав сульфидов? Виктор Клыков: Выделением из чистого раствора. По результатам статического отстаивания. Вопрос: В данном случае вопрос в размерах. Потом у вас большее влияние сульфидов железа будет сказываться даже на процессе подготовки нефти. Потому что известно, что сульфиды создают бронирующие оболочки на границе раздела фракций и создается стойкая эмульсия. Размеры примерно 10–20 микрон? В.К.: Да. Вопрос: Сульфид железа влияет на работу ШГН в основном? В.К.: Почему? На ЭЦН тоже.

Планируется дальнейшее внедрение модулей ФРП в 2010 году. После установки данного фильтрующего модуля рост СНО на данных скважинах составил в среднем до 150 суток. Для защиты УШГН от мехпримесей в «Удмуртнефти» применяется классический фильтр регулируемый пружинный, которым оборудована большая часть штангового фонда. Кроме того, успешно испытан фильтр из стеклопластика, имеющий ряд преимуществ перед фильтрами стандартного исполнения (не поддается коррозии, не отлагаются АСПО, соли, значительно выше срок службы фильтра). В данное время идет интенсивное и масштабное внедрение на фонде УШГН в ОАО «Удмуртнефть».

На скважине 4342 Лиственского месторождения проходят испытание полиамидные рабочие ступени УЭЦН «Ижнефтепласт». Эффект в настоящее время составляет плюс 60 суток. Испытания газопесочного регулируемого устройства ГРУ-1 разработки ООО «Русэлком», успешно проведены на скважине 4322 Лиственского месторождения. Текущий результат — плюс 50 суток. Применяемые химические методы включают в себя обработку бактерицидом призабойной зоны пласта с целью нейтрализации СВБ, обработку закачиваемой пресной воды в целях ППД поглотителем кислорода и обработку закачиваемой подтоварной воды в пласт бактерицидом с целью нейтрализации СВБ.

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ФИЛЬТР-МОДУЛИ ЖНШ ПРОИЗВОДСТВА КОМПАНИИ «КАМТЕХНОПАРК» ЭФФЕКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ПРИ ВЫСОКИХ УРОВНЯХ КВЧ последние годы внимание к повышению экономической эффективности эксплуатации оборудования для добычи нефти существенно возросло. У каждой нефтяной компании сегодня есть собственная программа повышения МРП работы механизированного фонда скважин, увязанная с мероприятиями по повышению средней наработки на отказ УЭЦН, СШНУ, УШВН и других видов глубинно-насосного оборудования (ГНО). В немалой степени развитию этого направления способствует рост доли внешнего сервиса мехфонда, когда сервисные компании напрямую экономически заинтересованы в максимальных сроках эксплуатации обслуживаемых установок. В этой связи особое значение приобретает развитие производства технически и экономически эффективного специализированного оборудования для обслуживания и эксплуатации ГНО. Продукция ООО «КамТехноПарк» — стенды для тестирования УЭЦН, технологическое оборудование, фильтры ЖНШ, кожухи ПЭД и другие виды промыслового оборудования — в

Входной модуль ФРП УЭЦН

56 №2/2010

полной мере соответствует этому определению. Фильтры ЖНШ, обладая всеми преимуществами недорогого, простого в обслуживании и эффективного оборудования, обеспечивают надежную эксплуатацию установок для добычи нефти в условиях высокого уровня КВЧ в добываемой продукции. ООО «КамТехноПарк» — это динамично развивающаяся, самостоятельная компания, работающая на рынке производства специализированного оборудования для нефтедобычи. Наше предприятие проектирует, изготавливает, проводит пуско-наладочные работы и сервисное обслуживание оборудования для ремонта и тестирования УЭЦН, нефтепромысловое оборудование, щелевые фильтры ЖНШ. На сегодняшний день мы готовы предложить следующие виды оборудования и услуг: • периодическое сервисное обслуживание стендов тестирование УЭЦН; • модернизацию существующих стендов тестирования УЭЦН; • изготовление полного спектра технологического оборудования для ремонта УЭЦН; • изготовление фильтров ЖНШ для установок УЭЦН (имеется полный пакет технической документации включая технические условия); • изготовление щелевых фильтров для установок ШГН; • изготовление кожухов охлаждения ПЭД; • изготовление нефтепромыслового оборудования. Подробную информацию о нашем предприятии можно получить на вебсайте http://www.kamtehnopark.ru/ В связи с тем, что широко распространенная сегодня практика чрезмерного повышения депрессии на разрабатываемые пласты, интенсификации добычи и ГРП приводит к повышенному выносу мехпримесей, одним из наиболее востребованных видов скважинного оборудования стали средства защиты ГНО от воздействия абразивных частиц и образования пробок. Мехпримеси приводят к повышенному износу скважинных насосных установок, закупоривают узлы по-

инженерная практика

гружного оборудования и тем самым значительно снижают экономические показатели добычи нефти. При этом даже наиболее дорогостоящие средства борьбы с данным фактором — ЭЦН и ШГН специального исполнения, десендеры и т.п. — не всегда показывают ожидаемую эффективность. Выпускаемый ООО «КамТехноПарк» щелевой фильтр — входной модуль ЖНШ — конструктивно прост и экономичен. Устройство монтируется в составе УЭЦН, что определяет простоту и малозатратность его использования. Фильтр разработан для защиты рабочих органов насоса от механических примесей с поперечным сечением частиц не менее 100 мкм. Тонкость фильтрации определяется размером щели, а длина фильтра подбирается в соответствии с подачей установки. Основной элемент фильтра — щелевые решетки, изготовленные из V-образной проволоки и продольных опорных прутков. Благодаря особенностям конструкции непрерывных отверстий, крупные частицы мехпримесей частично раскалываются об острые кромки проката треугольного профиля, что минимизирует засорение, а щелевой экран обладает свойством самоочищения. Фильтр-модуль ЖНШ эксплуатируется в составе УЭЦН, устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. В компоновке используются промежуточные керамические радиальные подшипники, а универсальная конструкция фильтра позволяет эксплуатировать его в составе установок различных производителей. Большой опыт внедрения фильтр-модулей ЖНШ позволил ООО «КамТехноПарк» разработать ряд дополнительных устройств для повышения эффективности эксплуатации этих устройств. Создано специальное устройство для транспортировки, исключающее повреждение фильтра. С той же целью разработана конструкция фильтра с центраторами. Разработан и внедрен адаптер для соединения фильтра ЖНШ с УЭЦН. В настоящее время фильтр успешно работает в составе как российских УЭЦН, так и установок западного производства.

Преимущества применения фильтров ЖНШ • Надежная эксплуатация УЭЦН в скважинах с повышенным содержанием мехпримесей • Конструкция фильтроэлемента не позволяет твердым частицам оседать на поверхности фильтра, обеспечивая высокий ресурс непрерывной работы • Низкий перепад давления при высоких расходных характеристиках • Возможность многократного использования

Основные характеристики фильтров ЖНШ ООО «КамТехноПарк» Внешний диаметр

92 или 103 мм

Тонкость фильтрации

65, 100 или 200 мкм

Производительность

от 115 до 45 м3/сут.

Длина

от 3 до 12 м

Кол-во секций

1 или 2 шт.

Насос

П Р И Т О К

ГЗ

ПЭД

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ШАКИРОВ Эльмир Ильдусович Главный технолог ООО «РН-Пурнефтегаз»

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ НА ПЛАСТАХ ПАЧКИ ПК МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАРСУКОВСКОГО НАПРАВЛЕНИЯ еханизированная добыча нефти из пластов группы ПК на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» существенно осложняется выносом большого количества мехпримесей, которые в основном состоят из слаборастворимых солей и высокоабразивного песка. Для борьбы с данным осложняющим фактором специалисты Общества испытали большое количество технологий и технических

Структура осложненного фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Причины отказов УЭЦН в 2009 г. по результатам «Дня качества»

58 №2/2010

средств, из которых действительно эффективными оказались лишь некоторые. Так, в части крепления пласта продолжается испытание композиции «ЛИНК», а в перспективе планируется внедрение технологии SandAid компании Weatherford. Из испытанных технических средств (фильтров) для предотвращения попадания мехпримесей в насос эффективным оказалось применение только верхних шламоуловителей. Остальные фильтрующие системы оказались неэффективны ввиду содержания глины и мелких частиц кварца в выносимых осадках. Для снижения вредного влияния мехпримесей в насосе предполагается дальнейшая эксплуатация высоконапорного оборудования на пониженных частотах (35–40 Гц). Также будет продолжено применение ингибиторов солеотложения в скважинах, где отмечено выпадение поликомпонентных осадков. На сегодняшний день добыча из основной части скважин нашего Общества осложнена большим выносом мехпримесей, что составляет около 74% от общего объема осложнений (см. «Структура осложненного фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз»). Это скважины с содержанием КВЧ в продукции выше 100 мг/л, которыми разрабатываются пласты группы ПК (Покурская свита). Для скважин Общества характерно сочетание осложнений друг с другом. Так, на 97% добывающего фонда скважин, осложненного выносом мехпримесей отмечено наличие высокого газового фактора (36%), парафиноотложения (28%), солеотложения (19%), коррозии (9%), и высокой температуры на забое (8%). Но, тем не менее, основная доля причин преждевременных отказов УЭЦН связана с выносом мехпримесей (см. «Причины отказов УЭЦН в 2009 г. по результатам «Дня качества») По пластам группы ПК мы совместно с институтом «РН-Уфанипинефть» провели минералогические и

инженерная практика

гранулометрические исследования (см. «Минералогия и гранулометрия проб песка объектов разработки категории ПК»). Пробы отбирались с забоя. Итоговые цифры выявили, что 90% мехпримесей приходятся на кварц, на полевые шпаты — 10%. По шкале Мооса микротвердость кварца составляет 7-8 баллов, полевых шпатов — 6 баллов. Гранулометрические исследования показали, что размеры основной части мехпримесей составляют от 0,16 до 0,1 мм (51%). Еще 28% мехпримесей достигают в размерах 0,25-0,16 мм, а в 13% случаев размеры частиц не достигают и 0,1 мм. Поскольку же заводы-производители фильтров сегодня в основном используют фильтр-элементы с ячейками 0,2 мм, с такой продукцией мы сможем задерживать не более 20% мехпримесей. А остальное будет попадать в насосную установку. Мехпримеси (пластовый песок), скапливаясь внутри рабочих органов ЭЦН, вызывают их заклинивание, а также чрезмерную вибрацию и повышенный износ металла.

НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТЫ: ФИЛЬТРЫ И ШЛАМОУЛОВИТЕЛИ

Частицы кварцевого песка под микроскопом (пласт ПК-19 Барсуковского месторождения)

Минералогия и гранулометрия проб песка объектов разработки категории ПК

Универсальной технологии для борьбы с мехпримесями на сегодняшний день не существует, в связи с чем прорабатываем сразу несколько направлений. В области механических методов — применение различного рода фильтров, шламоуловителей. Химических методов — крепление призабойной зоны смолами, полимерными композициями («Геотерм» и «ЛИНК»). В части физико-химических способов — закрепление RSP-проппанта в призабойной зоне и стволе скважины. В качестве одного из вариантов механической защиты мы провели испытания четырех фильтров МВФ-5. Средняя наработка УЭЦН после внедрения фильтров составила 49 суток (до внедрения — 34 суток). При этом уровень КВЧ снизить не удалось: до внедрения он составлял 118 мг/л, а после внедрения достиг даже 139 мг/л (см. «Анализ внедрения фильтров МВФ-5 в №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Анализ внедрения фильтров МВФ-5 в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Анализ внедрения фильтров ЖНШ в ООО «РН-Пурнефтегаз» по пластам ПК

60 №2/2010

Анализ внедрения шламоуловителей ШУМ-5 в ООО «РН-Пурнефтегаз»

ООО «РН-Пурнефтегаз»). Таким образом, для данной группы пластов эффективность работы фильтров МВФ-5 мы оцениваем как низкую. 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 значение КВЧ — 159 мг/л). Следующие элементы — это шламоуловители ШУМ-5. Всего в 2009 году было запущено 11 УЭЦН со шламоуловителями ШУМ-5. На данный момент в работе находятся две установки. Текущая средняя наработка этих УЭЦН составляет 198 суток, что означает прибавку в 77 суток по сравнению с предыдущей в 121 сутки. Между тем, по геологическим причинам и ГТМ были остановлены три установки со средней наработкой 8 суток. СНО до внедрения составляла 160 суток (–152 суток). Отказали по выходу из строя ГНО 6 установок, со средней наработкой 72 суток. СНО до внедрения составляла 87 суток (–15 суток). Таким образом, эффект от внедрения шламоуловителей ШУМ-5 по отказавшим установкам составил 15 суток (СНО), тогда как уровень КВЧ по работающим скважинам составляет 147 мг/л, что выше на 11 единиц, чем до внедрения (см. «Анализ внедрения шламоуловителей ШУМ-5 в ООО «РН-Пурнефтегаз»). Поскольку снижения уровня КВЧ после внедрения шламоуловителей ШУМ-5 не наблюдается, можно сделать вывод, что фильтрующая способность шламоуловителей ШУМ низкая и не обеспечивает защиту погружного оборудования от мехпримесей. Более того, поскольку объем накопителя составляет 8,2 литра, получается, что на малодебитном фонде (10–30 м3/сут.) при 100-процентном осаждении мехпримесей его эффективная работа завершится приблизительно через 7 суток, а при 50-процентном в среднем через 15 суток. В ряде случаев мы извлекали забитые шламоуловители через трое суток, а в процессе вывода на режим получали отказы по отсутствию подачи. Даже были случаи, когда шламо-

инженерная практика Проблемы, возникающие при применении ЖНШ (пласт ПК 19-20)

уловитель сам стал препятствием тока жидкости. Он был забит мехпримесями, препятствуя проходу жидкости в насос. От технологии ШУМ-5 на данных пластах мы отказались. Фильтры ЖНШ — одни из самых распространенных. Мы внедрили всего 10 таких установок. В работе находятся две установки. Средняя наработка по ним увеличилась с 78 до 184 суток. КВЧ снизилась (см. «Анализ внедрения фильтров ЖНШ в ООО «РН-Пурнефтегаз» по пластам ПК»). Отказавших установок больше — 7 штук. Средняя наработка снизилась, значение снижение уровня КВЧ достигнуто не было. Еще одна установка была извлечена в связи с проведением ГТМ на скважине.

Таким образом, никакой прямой зависимости показателей работы ГНО от применения данных фильтров не прослеживается. Опять же, разборы фильтров показывают, что внутренняя полость забита мехпримесями. Вторая проблема состоит в заиливании фильтров глинами (см. «Проблемы, возникающие при применении ЖНШ (пласт ПК 19-20)»). Поверхность фильтрующего элемента просто засоряется, что также ведет к преждевременным отказам, то есть к подъему установки. Более или менее очевидного положительного эффекта нам удалось добиться при помощи верхних шламоуловителей, которыми мы комплектовали УЭЦН. Средняя наработка на отказ на установках со шламоуловителями в комплекте с высокогерметичными кла-

Применение верхнего шламоуловителя УЭЦН

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Анализ эффективности РИР от пескопроявлений по технологии ОАО «Геотерм» в 2007 г.

панами типа КМ оказалась выше в среднем на 45 суток (см. «Применение верхнего шламоуловителя УЭЦН»). Верхние шламоуловители этой конструкции нашли широкое применение. До 2008 года мы вели анализ испытания, после чего, в связи с очевидной эффективностью, перешли на широкомасштабное внедрение данных шламоуловителей.

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЕ ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Новым для нас направлением стало применение высоконапорных УЭЦН для их эксплуатации на понижен-

Анализ внедрения высоконапорного оборудования

ных частотах. Смысл испытаний — эксплуатация насоса на пониженных частотах с целью уменьшения абразивного износа рабочих органов. На текущий момент в работе остаются 76 установок, отказали 55 установок (учтены только отказы ГНО). Средняя наработка до внедрения составляла 68 суток, после внедрения — 84 суток (увеличение на СНО на 18 суток). В ходе испытаний удалось существенно уменьшить часто ремонтируемый фонд (см. «Анализ внедрения высоконапорного оборудования»). Кроме этого, при применении высокодебитного оборудования с эксплуатацией на 35–40 Гц мы можем использовать ступени с большим проходным сечением, что дополнительно снижает вероятность их засорения. При износе установки ЭЦН мы имеем возможность увеличить сроки эксплуатации за счет поднятия частоты до промышленной и выше, а работа насосов в низкотемпературных пластах ПК фактически исключает их перегрев при нормальном притоке с пласта. Учитывая все названные плюсы, мы получили согласие основных заводов-производителей УЭЦН (заводы «Борец», «Новомет» и «АЛНАС») на длительную эксплуатацию УЭЦН на пониженных частотах (35–40 Гц).

КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ До 2007–2008 годов на месторождениях ООО «РНПурнефтегаза» применялась технология компании «Геотерм», которая заключалась в закачке смолы в призабойную зону пласта. Однозначно эффективной или неэффективной данную технологию назвать нельзя. Есть свои плюсы и свои минусы. С одной стороны, в качестве положительного эффекта мы снизили КВЧ на 49%. При этом увеличение средней наработки на отказ составило 35%. Но вместе с тем мы получили снижение продуктивности скважин на 48% при уменьшении дебита жидкости на 33%. По результатам экономических расчетов, мы приняли решение остановить данные работы в виду потери продуктивности (см. «Анализ эффективности РИР от пескопроявлений по технологии ОАО «Геотерм» в 2007 г.»). 62 №2/2010

инженерная практика Крепление слабосцементированного коллектора (технология «ЛИНК»)

Следующее направление, начатое недавно, — это закачка полимерной композиции «ЛИНК» (см. «Крепление слабосцементированного коллектора (технология «ЛИНК»). В 2009 году работы проводились на четырех скважинах, в результате чего КВЧ снизилась на 70%, а СНО выросла с 14 до 63 суток. Расширенную эксплуатацию планируем провести в 2010 году.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Мехпримеси, состоящие только из песка, практически не встречаются. Мы провели ряд исследований по определению минералогического состава отложений на рабочих колесах (см. «Минералогический состав отложений на рабочих колесах УЭЦН»). Как видно, в отложениях со скважины № 3173 содержание кварца только 60%, а все остальное кальцит (10%) и продукты коррозии. В осадке со скважины № 2014 продукты коррозии составляют 97%, остальное — корковидное образование кальцита.

Как эффективно защитить насосное оборудование от мехпримесей со сложным составом? Напрашивается решение: если присутствует кальцит, нужно его убрать. Так мы и поступили. С конца 2008 года проведены работы по установке УДЭ и закачке ингибитора солеотложения в данные скважины. В целом по скважинам получен прирост наработки в 1,9 раза (см. «Анализ применения УДЭ с дозированием ингибитора солеотложений от засорения механическими примесями»). Эта цифра получена с учетом всех скважин, включая еще находящиеся в работе. А это значит, что средняя наработка будет увеличиваться и далее. Практически по всем скважинам остановки после запуска УДЭ не связаны с засорением мехпримесями (ГТМ или отказы, при разборе причин которых отложения мехпримесей не выявлены). Исключением стала скважина 1614 Барс: отказ с наработкой 82 суток, ЖНШ забит песком.

Минералогический состав отложений на рабочих колесах УЭЦН Скважина

Пласт

Состав

Описание

ПК 19-20

Кварц, продукты коррозии, кальцит

Кварц составляет около 60% пробы. Представлен угловатыми прозрачными обломками размером 0,2–0,3 мм (преобладают). Присутствуют также обломки размером 0,4–0,5 мм. Кальцит представлен корковидными выделениями, сложенными плотным агрегатом мелких ромбоэдрических кристаллов светло-серого цвета. Количество около 10%. Продукты коррозии составляют около 30%. Представлены чешуйчатыми и пластинчатыми магнитными частицами темно-бурого цвета. Поверхность частиц покрыта порошковатым налетом гидроксидов железа

2014

ПК 19-20

Продукты коррозии, кварц, кальцит

Продукты коррозии составляют 97%. Представлены пластинчатыми и комковатыми кавернозными частицами желтовато-бурого цвета, покрытыми охристым налетом гидроксидов железа. В количестве 2–3% присутствуют зерна кварца размером 0,2–0,4мм, редко до 0,8 мм. Встречаются корковидные образования кальцита

8473

ПК 19

Кварц, кальцит

Кварц составляет 85% пробы. Представлен хорошо отсортированными угловатыми обломками размером 0,2–0,3 мм; редко встречаются обломки размером 0,4–0,5 мм. Кальцит представлен корковидными образованиями толщиной до 2мм, сложенными плотным агрегатом удлиненно-шестоватых кристаллов светло-серого цвета. Количество около 15%

ПК 19

Кварц, продукты коррозии, кальцит

Кварц составляет около 75% пробы. Представлен окатанными и угловато-окатанными зернами следующих размеров: 1) 0,1–0,3 мм (75%), 2) 0,4–0,5 мм (25%), 3) 0,6–0,8 мм (мало). Продукты коррозии присутствуют в количестве 25%. Представлены пластинчатыми магнитными частицами бурого цвета, покрытыми охристыми и натечными образованиями гидроксидов железа. Кальцит представлен малочисленными корковидными выделениями — 1%

3173

265б

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Анализ применения УДЭ с дозированием ингибитора солеотложений от засорения механическими примесями

Необходимо далее внедрять данную технологию, но подходить избирательно, выбирать скважины именно с засорением УЭЦН, а не с абразивным износом. На текущий момент устанавливается порядка 20 комплектов УДЭ на фонд, осложненный комплексными отложениями.

КРЕПЛЕНИЕ ПЗП ПРОППАНТОМ-RCP Суть этой технологии заключается в снижении интенсивности выноса мехпримесей за счет их сдерживания спекшейся проппантной упаковкой в призабойной зоне. Образование упаковки идет с использованием RCP-проппанта с помощью активации его спекания и предназначено в первую очередь для ограничения выноса крупнодисперсного песка. Данная технология ориентирована на скважины с малым МРП, эксплуатирующие слабосцементированные, пескоотдающие пласты. Смысл в том, чтобы создать в ПЗП хорошо проницаемый для добываемых флюидов экран, препятствующий выносу несцементированного мелкодисперсного песка. С этой целью в призабойную

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Когда планируете внедрять двухвинтовые насосы? Эльмир Шакиров: Скорее всего, первый насос поступит в середине 2010 года. 64 №2/2010

зону скважины производится закачка RCP-проппанта по агрессивному дизайну ГРП. Фракция закачиваемого проппанта подбирается исходя из данных гранулометрического анализа попутно выносимого песка. Возможно использование двух и более фракций проппанта. В случаях низких пластовых температур (ниже 70°С) к закачиваемому RCP-проппанту рекомендуется добавлять активатор спекаемости или проводить мероприятия по прогреву ПЗП (см. «Крепление ПЗП проппантом-RCP»). На текущий момент по данному проекту работы проведены на двух скважинах — 243/9 и 3304/14 Комсомольского месторождения. Перед проведением работ скважины дополнительно были просчитаны в принятой компанией форме Frac_Calc на потенциал возможного увеличения дебита нефти в результате запланированных мероприятий. По скважине 243/9 ожидали прирост по нефти в 12 т/сут. при забойном давлении 49 атм. В реальности получили прирост 8 т при забойном давлении 66 атм. в первую неделю работы скважины. Спустя 14 суток прирост по скважине составляет 3 т/сут. По скважине 3304/14 ожидали прирост по нефти 13 т/сут., при забойном давлении 49 атм. Получили 8 т/сут. при давлении 60 атм. (скважина запущена 1 октября 2008 года).

инженерная практика Анализ применения УДЭ с дозированием ингибитора солеотложений от засорения механическими примесями

Проведенные работы позволили снизить вынос мелкодисперсного песка, о чем свидетельствует снижение КВЧ на обеих скважинах (см. «Текущие результаты по проекту RCP»). На скважине 243/9 Комсомольского месторождения после проведения работ было получено увеличение дебита добываемой жидкости, но в течении 14 суток он снизился до исходных значений. Это связано с тем, что на границе трещина-пласт происходит закупоривание каналов мелкодисперсным песком — образуется корка, либо происходит вынос проппанта из трещины. Выяснить, держится проппант в трещине или нет, можно будет только после остановки скважины, отбивки забоя и промывки. Недостижение запланированного дебита на скважине 3304, возможно, связано с тем, что в результате испытания совместной работы двух активаторов не произошло качественного спекания RCP-проппанта и он частично мог быть вынесен в скважину с пересыпанием забоя. Также может иметь место недостижение крылом трещины ГРП зон, не подвергнутых кольматации, в силу малого тоннажа проппанта (проведение таких ГРП заложено в рамках проекта), так как в первую очередь подразумевалось крепление ПЗП, а не увеличение продуктивности скважин. С целью увеличения продуктивности необходимо производить закачки большей массы проппанта. На данный момент цели проекта достигнуты: КВЧ по обеим скважинам снижено в среднем на 67%.

Минусом проекта стала высокая стоимость работ. К тому же «мини-фрак» на 3–4 тонны опасен для данной группы пластов. Нефтененасыщенная толщина достаточно маленькая, в связи с чем есть риск прорыва воды. Внедрение технологии пока приостановлено.

ПЕРСПЕКТИВЫ НА 2010 ГОД В текущем году планируем провести закачку композиции SandAid™. Это запатентованный химический раствор, в котором используется внутренняя соль полимера очень низкой молекулярной массы. При добавлении в водные растворы она быстро покрывает любые оксиды металла или анионные частицы, например, песка. Композиция сдвигает зета-потенциал твердых поверхностей в оптимальный диапазон и, как следует из ее описания, обеспечивает усиленное притяжение между частицами для оптимального расположения Вторая из намеченных к испытанию технологий — применение двухвинтового насоса с погружным двигателем. Как ожидается, применение винтового насоса компании CAN-K Group of Companies Inc. позволит эксплуатировать скважины группы ПК с объемным содержанием мехпримесей до 1%. Впрочем, если мы добьемся положительных результатов по предотвращению выноса мехпримесей из пласта, то применение остальных технологий будет уже мало целесообразно.

Текущие результаты по проекту RCP Параметры работы скважины до крепления ПЗП

Параметры работы скважины после крепления ПЗП

№ Скв. (Комсомольское м/р)

Технология активации спекаемости RCP-проппанта

Способ экспл.

КВЧ, мг/л

Qж, м3/сут

Qн, т/сут

W, %

Hдин, м

Pзаб, атм

Способ экспл.

КВЧ, мг/л

Qж, м3/сут (запуск/ текущие)

Qн, т/сут (запуск/ текущие)

W, % (запуск/ текущие)

Hдин, м (запуск/ текущие)

Pзаб, атм (запуск/ текущие)

243/9

NewCo Well Service

ШГН

268

950

ЭЦН

26/17

18/12

23/23

1020/1100

70/66

3304/14

NewCo Well Service +Технология сервис

ШГН

270

800

ЭЦН

990

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ПОГОРЕЛОВ Сергей Викторович Руководитель группы расследования отказов и дефектовки оборудования УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

АНУФРИЕВ Сергей Николаевич Начальник отдела УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ 2005 года на фонде скважин «Газпромнефть-ННГ» наблюдается значительное снижение количества отказов погружного оборудования по причине засорения мехпримесями, а также по причине износа рабочих органов. При этом число проводимых ГРП остается значительным, а фонд скважин, оборудованных фильтрами ЖНШ, растет (см. «Динамика отказов по причине засорения мехпримесями и износа рабочих органов»). По итогам 2009 года рост наработки на отказ по предприятию составил 15% от 2008 года и на 1 января 2010 года достиг 415 суток. Данным результатам предшествовала многолетняя работа по совершенствованию организационных подходов и внедрению новых технологий добычи нефти в условиях высокого выноса мехпримесей, проппанта и значительного газового фактора. Была показана эффективность входных модулей ЖНШ и ряда недавних разработок в области износостойких видов погружного оборудования и труб, высокогерметичных резьб и специального оборудования.

Динамика отказов по причине засорения мехпримесями и износа рабочих органов 283

226

246

223

210

265

252

235

247

Фонд ЖНШ Количество ГРП

Отказы по засорению мехпримесями 206

Износ рабочих органов 110 420 94 98 89 110 86 91 86 91 75 304

III

2005 год

66 №2/2010

141

545 84

422 60

431

340

162

172 168 177 165

173

III

2006 год

III

2007 год

125 129 118 128

510

47 51 44 46

III

2008 год

108

390 486 54 51 41 39

III

2009 год

Компания «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в настоящее время ведет добычу нефти на 29 месторождениях. Оборудованный фонд — более 4000 скважин. Основная технология добычи — УЭЦН. В 2009 году добыча ОАО «Газпромнефть-ННГ» составила 19,814 млн тонн нефти, что на 697 тыс. тонн больше запланированного объема. В структуре действующего фонда доля оборудованных УЭЦН скважин составляет более 92%, в том числе 14% оснащены импортным оборудованием. Скважинами с УЭЦН добывается до 90% всего объема добываемой предприятием жидкости. К концу 2009 года незащищенный фонд, осложненный повышенным выносом мехпримесей, насчитывал 385 скважин, что соответствовало 10% общего числа скважин предприятия. При этом отказы по мехпримесям составляли порядка 24% от всего количества отказов. Средняя наработка на отказ (СНО) погружного оборудования на скважинах, оборудованных фильтрами ЖНШ, составила в 2009 году 338 суток. На незащищенной части фонда, в т.ч. где применение фильтров ЖНШ оказалось неэффективным, СНО составляет 195 суток (см. «Динамика СНО осложненного мехпримесями фонда скважин»). Именно для этих скважин в настоящее время идет поиск наиболее эффективных методов эксплуатации. Следует также добавить, что добыча осложняется еще и высоким газовым фактором, что характерно для заполярного региона. Значение Гф до 600 м3/м добываемой жидкости. Сочетание высокого газосодержания с большим выносом мехпримесей, конечно же, подразумевает использование уникального оборудования для добычи нефти.

ХРОНОЛОГИЯ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ Начиная с 2003 года на месторождениях «Ноябрьскнефтегаза» активно начала проводиться стратегия максимального повышения дебита с созданием максимально допустимой депрессии на пласт. Проводилось заглубление спусков, начали использоваться высоконапорные установки. Этот комплекс мероприя-

инженерная практика Динамика СНО осложненного мехпримесями фонда скважин Кол-во скважин фонда, скв.

СНО, сут. 1200

СНО фонда, оборудованного ЖНШ СНО осложненного фонда

350 1098

1000 322

314

250

338 800

260

400

192

189

150

153

140

600

195

179

385

200 0

50 2005

2007

2008

2009

ЭЦН и в целом снижения наработки на отказ погружных установок. В этой связи мы разработали комплекс мер, в число которых входила работа с заводами-изготовителями по повышению надежности оборудования в целом и его отдельных узлов, а также разработка и внедрение дополнительного оборудования и организационно-технические проекты. В 2004 году мы начали использовать технологию крепления проппанта (RCP) при объемах ГРП до 250 тонн. Заметных результатов в этом направлении удалось добиться, комбинируя технологию с обработкой ПЗП при помощи гибкой трубы (колтюбинга). Также в 2004 году производилась комплектация УЭЦН шламоуловителями, от которых мы ждали результатов в процессе ВНР. Однако на практике с выносом проппанта шламоуловители не справлялись, забиваясь буквально в течение нескольких часов, в связи с чем от этой технологии пришлось отказаться. В 2005 году продолжилась масштабная работа с заводами-изготовителями по направлению надежности УЭЦН. На НИОКР по разработке и изготовлению оборудования под условия эксплуатации месторождений «Сибнефть — Ноябрьскнефтегаза» вкладывались немалые средства. Еще в 2004 году в рамках этой работы были внедрены первые образцы входных модулей

Динамика отказов по засорению в 2003–2005 гг. 107 105 85

76 61

65 45 38

69 69

85 86

87 80 78 74

76 77 76

84 84

Фев.

Окт.

Дек.

Авг.

Июнь

Янв.

Март

Сент.

2004 год

Нояб.

Май

Июль

Янв.

Март

Сент.

2003 год

Нояб.

Июль

Май

33 Янв.

77 79 78 77

Март

тий, с одной стороны, привел к росту добычи на 50% с 2004 по 2006 год, а с другой — к повышению отказов и пропорциональному снижению СНО погружного оборудования (см. «Динамика отказов по засорению в 2003–2005 гг.» и «Динамика СНО погружного оборудования в 2003–2005 гг.»). Так, в 2003 году снижение СНО составило 22%, в 2004 году — 24%. Если до 2003 года глубинно-насосное оборудование (ГНО) спускали на 1300, 1500 или 1800 метров, то начиная с 2003 года это уже были глубины спуска 2000, 2200 и даже 2600 метров. На данный момент средняя глубина спуска ГНО на месторождениях «Газпромнефть-ННГ» составляет порядка 2600–2700 метров. В то время заводы-изготовители не были готовы к таким условиям, то есть не было отечественного оборудования, которое было бы способно безотказно работать в таких условиях. Это прежде всего вынос большого количества мехпримесей, приводящий к заклиниванию, скручиванию и слому валов, а также к износу рабочих органов (до 35% отказов). Получали также отложение солей на рабочих органах, отказы гидрозащиты компенсаторного типа, не выдерживали торцевые уплотнения, резино-технические изделия. Начиная с 2003 года вынос мехпримесей становится причиной повышенного износа рабочих органов

2006

2005 год

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями СНО, сут.

Динамика СНО погружного оборудования в 2003–2005 гг. 331

315

319 320 309

293

Фильтр щелевой — входной модуль

292

280

266 250

245

245 210 199

210 175

2003 год

192

184 1

2004 год

189

202

196

183 5 7

205

2005 год

ЖНШ, разработанные совместно с заводом-изготовителем «Новомет-Пермь». Задержание механических примесей в модулях осуществляется за счет прохождения пластовой жидкости через щелевые фильтрующие элементы из нержавеющей стали (см. «Фильтр щелевой — входной модуль»). В конструкции используются промежуточные керамические радиальные подшипники, а сам фильтр изготавливается в двух диаметрах — 92 и 103 мм, максимальный габарит — 120 мм; производительность — до 460 м3/сут., длина от 3 до 12 метров; может состоять из одной или двух секций. По результатам внедрения детально анализировалась работа оборудования на Вынгапуровском месторождении. Выбор объяснялся тем, что с 2004 года добывающий фонд на Вынгапуровском месторождении вырос более чем в 2,5 раза: с 290 до 777 скважин. Практически весь фонд — это фонд ГРП. За анализируемый период на данном месторождении было проведено 833 операции, вследствие чего весь фонд скважин был потенциально осложнен выносом проппанта и мехпримесей. И действительно, основную долю отказов (до 40%) УЭЦН на месторождении составляли засорения мехпримесями и износ рабочих органов. После внедрения ЖНШ последовал значительный рост средней наработки оборудования на фонде

Скв.1084/60, Вынгапуровское месторождение, динамика наработки оборудования, сут. ЖНШ ВНН-25-2150 нов. Снижение подачи износ р.о. насоса Февраль 2004, ГРП ЭЦН-50-1900 рем. Мехпримеси 100% износ р.о.

ЭЦН-50-2300 рем. Мехпримеси песок+налет

ЭЦН-50-2300 рем. Мехпримеси вынос проппанта 18

68 №2/2010

Внедрение ЖНШ ВНН-25-2150 нов. Клин насоса в р.о. проппант

ЭЦН-50-2300 рем. 298 Мехпримеси вынос проппанта 18

ПОВЫШЕННЫЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

584

352

ГРП — с 62 до 158 суток уже в 2005 году. Так, например, на скважине №1084 Вынгапуровского месторождения наблюдался 100-процентный износ рабочих органов и вынос проппанта с минимальной СНО оборудования. После внедрения модуля ЖНШ проблема выноса проппанта все еще оставалась, но наработка уже достигла 300 суток, а в последующие годы мы уже отмечали СНО в 352 и 584 суток (см. «Скв.1084/60, Вынгапуровское месторождение, динамика наработки оборудования»). Благодаря использованию фильтров мы смогли значительно снизить количество отказов по заклиниванию и выносу механических примесей. Тем не менее после внедрения фильтров наряду с положительным эффектом выявились и недостатки данного оборудования: при малейшем повреждении фильтр полностью терял свою эффективность. Незначительное повреждение стыковых соединений также приводило к неэффективности. Также мы наблюдали залипание фильтроэлементов мелкодисперсными мехпримесями, глиной (см. «Выявленные недостатки модулей ЖНШ»). Проблему залипания решили уменьшением размера щели и повышением депрессии на пласт. Защиту от повреждений, в свою очередь, обеспечили заменой стыковочных элементов центраторами (см. «Решение проблемы выхода из строя модулей ЖНШ») Возникали также проблемы с транспортировкой. Для 12-метровых модулей приходилось использовать специальные пеналы.

При использовании модулей ЖНШ совместно с газосепараторами происходило расслоение фильтрущих элементов с последующими отказами по засорению. Поэтому для месторождений, где нельзя было отказаться от газосепарирующих устройств, был разработан диспергатор. В дальнейшем в рамках НИОКР уже был создан мультифазный насос. Внедрение насоса проходило в 2008 году. Также был разработан адаптер для соединения фильтра ЖНШ с УЭЦН импортного производства.

инженерная практика Выявленные недостатки модулей ЖНШ

2006 год — это год прорыва в области НИОКР. Причем внедрение нового оборудования мы сочетали с реализацией проекта по переходу на сервисное обслуживание мехфонда с привлечением заводов-изготовителей. Тогда же совместно с заводом «Новомет-Пермь» был создан износостойкий газосепаратор с защитной гильзой и улучшенными сепарационными свойствами для работы в скважинах с высоким газовым фактором и повышенным содержанием мехпримесей (см. «Износостойкий газосепаратор ГН»). Промышленные испытания, проводившиеся на Новогоднем месторождении, показали стабильную работу УЭЦН при содержании свободного газа на приеме до 70%. В 2007 году надежные и безотказные испытания на Холмистом месторождении еще на четырех установках с сепараторами данного типа показали стабильную работу в режиме с газовым фактором более 600 м3/м жидкости. С 2008 года этот тип сепараторов внедряется на скважинах данного осложненного фонда.

это оборудование применялось на Ярайнерском месторождении (пласт ПК-20) в высокодебитных скважинах. Такой поток просто «убивал» как НКТ, так и оборудование, в связи с чем мы и решились на закупку дорогостоящего оборудования и, надо сказать, получили положительный эффект. В 2006 году мы внедрили 8 высокогерметичных подвесок на антикоррозионных НКТ

Решение проблемы выхода из строя модулей ЖНШ

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПОГРУЖНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ На фонде с нестабильными условиями эксплуатации и высоким уровнем выноса мехпримесей мы начали использование ЭЦН с подшипниками из карбида вольфрама. Проект дорогостоящий, с импортным оборудованием, но на избранных скважинах показывает хорошие результаты. Параллельно внедряли высокогерметичные резьбы и антикоррозионные НКТ для работы на скважинах с высокоабразивной агрессивной средой. В частности, №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Износостойкий газосепаратор ГН • не перерезается абразивными частицами • массовая концентрация взвешенных частиц до 1000 мг/л • микротвердость частиц по шкале Мооса — 7 • предельная концентрация газа на входе до 85% • пропускная способность ГЖС до 500 м3/сутки

с резьбовыми соединениями New VAM и НКМ (Синарский трубный завод). По трем скважинам сразу же получили увеличение наработки почти в три раза — с 84 до 228 суток. Остальные подвески оставались в работе более года. На данный момент на таких месторождениях эксплуатируется в основном именно труба НКМ.

СЕРВИС Реализация проекта по внешнему сервисному обслуживанию также дала заметные результаты. В 2006 году к сервису мехфонда были привлечены заводы-изготовители. Прежде всего, это обеспечило привлечение сторонних инвестиций в модернизацию ремонтных баз с обновлением всех технологических цепочек со-

гласно заводским стандартам. Обновление баз, в свою очередь, существенно повлияло на качество ремонта оборудования, его гарантийную, надежную эксплуатацию и сервисное обслуживание. В рамках этого же процесса мы перешли на полнокомплектное оборудование данных заводов-изготовителей, использование оригинальных запчастей заводов-изготовителей. Заключенные ранее трехлетние договоры с 2009 года пролонгированы, так как подход показал свою эффективность.

ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫЙ ФОНД В 2007–2008 годах мы стали выделять часто ремонтируемый фонд скважин (ЧРФ), относя к нему скважи-

Динамика ЧРФ по ННГ за 2007–2008 гг. 220 210 200

120 215

190

191

180 170

192

184

160 150 140

101 101

169 102

130

134

120

100

103

102

103

101 102

94 127

110

118

100

101

100

110

106

104

104 104

100

99 Кол-во скв. 215/37 (-178)

111

80 74 61

XII

20 10 0

60 I

III

VII

VIII

XII

III

2007 Основные причины отказов: засорение р.о. – 49%; отложение солей – 10%; снижение притока – 9% 70 №2/2010

VI 2008

VII

VIII

инженерная практика Наработка подконтрольного оборудования в сравнении с предыдущей по скважинам ОАО «Газпромнефть-ННГ» 800 Предыдущие, сут.

700

Отказ, сут.

Текущая, сут.

610

600 531 500

476 407

400

352

300

351 334

393 321 275

256

132 100 74 88

127 41

121 84 93 83

266

236

167 167 131

151

294 280

255

251

188 187

208

200

395

394

А10.1ЭЦНД5- М10.1ЭЦНД5А- М10.1ЭЦНД5А- А10.1ЭЦНД5- А10.1ЭЦНД5- А10.1ЭЦНД5- А10.1ЭЦНД5- А10.1ЭЦНД5- М10.1ЭЦНД5А- М10.1ЭЦНД5А-30-2835 -35-2300 -35-2300 -30-2835 -30-2250 РЕМ. -30-2835 -30-2300 РЕМ. -30-2300 РЕМ. -35-2300 -35-2300 РЕМ. 1704

4326

540

1436

5239

1944

ны с тремя и более отказами в течение скользящего года (см. «Динамика ЧРФ по ННГ за 2007–2008 гг.»). Основной причиной отказов по-прежнему оставалось засорение рабочих органов. В данном случае мы говорим прежде всего про оборудование отечественного производства. К работе с этим фондом привлекаются базы сервисного обслуживания, разрабатываются программы по региону, в которые отдельной строкой включается каждая скважина. То есть решение принимается по каждой скважине после совещаний с детальным разбором его эксплуатации. Многое в этом отношении опирается на организационные мероприятия, в частности, на супервайзинг проведения технологических операций. Также совмест-

1572

3611

5691

1905

но производится подбор оборудования, вплоть до расчета и комплектации оборудования, совместный вывод скважин на режим, мониторинг режимов работы скважин (особенно до 30 суток). Результат — снижение количества ЧРФ на 83%. К концу 2008 года из часто ремонтируемого фонда осталось 37 скважин.

ИСПЫТАНИЯ НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ В 2008–2009 годах мы проводили ОПИ новых разработок завода «Борец». Завод предложил нам ЭЦН с рабочими органами из азотосодержащего корезиста, предназначенные для работы в условиях повышенного содержания КВЧ в перекачиваемой жидкости (до 2000 мг/л).

Показатели наработки на отказ и среднедействующего фонда УЭЦН по месторождениям «Газпромнефть-ННГ» 2004

2005

2006

2007

НнО, факт. ср.действ.фонд скв Pзаб, атм.

350

351

415

360

367

379

405

389

4600

336

300 273 251

253

245

250

Сутки

229 194

128

2692

2816

2746

283 286

293

302

259

240

3739

3672

3797

3806

309 310

4028 4030 3964 3959 3891 3860

3889

3829

3867 3871 3837

3600

3197

116 2972 106

3843

3262

3131

2896

11 1

4100

3561 3591

109

3100

110

107

104

102

99 94

320

3426 3215

119

223

229

196

189 183

124

100

216

208

210

200

2009 400

400

150

2008

11 1

9 11 1

95 90

2600 5

9 11 №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Насколько эффект налипания на фильтрах ЖНШ зависит от местности применения? В каких случаях это происходит? Сергей Погорелов: В основном проблема связана с выносом глинистых пачек. Там, где это происходит, фильтры ЖНШ применять нет смысла. Вопрос: Какая цифра у вас по среднемесячным отказам? С.П.: Если брать все причины, то по фонду УЭЦН в 2009 году было порядка 90 отказов в месяц. Вопрос: Сколько скважин у вас дают более трех ремонтов в год? С.П.: Таких практически не осталось. Средняя наработка уже 400 суток. Вопрос: Вы говорили о том, что через отверстия сепараторов попадают мехпримеси в установку. У вас есть какие-то дальнейшие наработки, вы меняете сепараторы, водите мультифазные насосы? С.П.: Мультифазные насосы — да. Диспергаторы, приемный модуль ЖНШ.

Еще одна линейка — ЭЦН с рабочими органами из высокомарганцовистого нирезиста предназначены для работы в условиях повышенного содержания сероводорода в перекачиваемой жидкости (до 1500 мг/л). Все насосы выполнены со ступенями двухопорной конструкции с промежуточными подшипниками без осевой опоры вала, с опорой на вал протектора (тип 10.1 ЭЦНД выпускается серийно). Отличительная особенность заключается в материале, из которого выполнены рабочие органы насосов — высокомарганцовистый нирезист (New)® и азотосодержащий корезист (New)®. На разборах оборудование действительно показало отсутствие износа и после ревизии было готово к дальнейшему применению (см. «Наработка подконтрольного оборудования в сравнении с предыдущей по скважинам ОАО «Газпромнефть-ННГ»). Текущее увеличение СНО по шести установкам составило 107 суток. Подтвердилась высокая стойкость ЭЦН к большим уровням КВЧ в перекачиваемой жидкости, высокая износостойкость и ремонтопригодность рабочих колес и направляющих аппаратов. Также на месторождениях Муравленковского региона внедрялись шаровые обратные клапаны, совмещенные со шлангом. На данный момент внедрено 120 таких клапанов (6% от фонда). Текущая наработка составляет 399 суток, прирост по скважинам, которые прежде без данных клапанов отказывали по засорению, достиг 27%. Внедрение и анализ продолжаются. Реализация всех описанных и других мероприятий наряду с ежедневно проводимой работой по договорам сервисного обслуживания позволила в 2009 году снизить количество отказов по засорению мехпримесями и износу рабочих органов на 24% относительно 2008 года (минус 197 отказов). Итогом работы стал продолжающийся рост наработки оборудования на отказ без существенного изменения забойного давления (см. «Показатели наработки на отказ и среднедействующего фонда УЭЦН по месторождениям «Газпромнефть-ННГ»). 72 №2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ПЕТРЕНКО Андрей Олегович Менеджер проекта по новым технологиям ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ПРОЕКТ «МРП-700»

роект «МРП-700» программы «Система новых технологий», который в настоящее время реализуется в компании ООО «РНЮганскнефтегаз», направлен на оценку конструктивных отличий высокодебитных импортных погружных насосов при эксплуатации в осложненных условиях, их влияние на увеличение наработки, определение технического предела надежности оборудования, а также использование результатов испытаний при переходе на импортозамещение. В рамках рассматриваемого этапа проекта использовалось оборудование компании Centrilift и Schlumberger REDA, при изготовлении которого было реализовано более 10 инновационных решений. По итогам проекта запланировано внесение предложений по изменению единых технических требований (ЕТТ) к погружному оборудованию в ОАО «НК «Роснефть».

Начало формирования Системы новых технологий (СНТ) в ОАО «НК «Роснефть» было положено в 2006 году, и сегодня в задачи СНТ входит непрерывное внедрение новых производственных решений с целью увеличения запасов, повышения объемов добычи, снижения затрат, а также пополнение банка технологий компании и формирование кадрового ядра специалистов мирового уровня.

Наработки высокодебитных УЭЦН в осложненных условиях 800 600 400 200 0

74 №2/2010

700 280 Импортные

Суперизносостойкие

В дочерних обществах компании были созданы рабочие группы (РГ) по ключевым направлениям производственной деятельности. Их целью стала разработка и реализация технической политики компании «Роснефть» на перспективу. В состав рабочих групп вошли и высококвалифицированные специалисты производственных подразделений ООО «РН-Юганскнефтегаз». Рабочие группы изучали рейтинг проблем, опыт внедрения использующихся технологий на всем протяжении технологической цепочки процесса нефтедобычи, а также существующие отечественные и зарубежные практики. На основании выполненного анализа отбирались перспективные методы, оборудование и технологии для проведения испытаний. Инициацией проекта «МРП-700» послужила поездка специалистов компании на завод REDA в Сингапур и их знакомство с новыми разработками в области проектирования и производства погружного оборудования. Результатом поездки стало формирование проектной группы в направлении мехдобычи, разработка и утверждение бизнес-плана, целевое финансирование. В качестве объекта испытаний было выбрано Приобское месторождение. Тогда же мы сформировали техзадание на производство 10 комплектов высоконадежного импортного погружного оборудования лидирующих компаний (REDA и Centrilift). Экспертная оценка наработок аналогичного оборудования со схожими условиями эксплуатации, в том числе по зарубежным месторождениям, проведенная по результатам анализа базы данных RIFTS (мировой нефтяной консорциум по сбору причин отказов насосов), показала, что технический предел увеличения межремонтного периода (МРП) электроцентробежных насосов не достигнут, есть резерв улучшения (см. «Наработки высокодебитных УЭЦН в осложненных условиях» и «Экспертная оценка уровня МРП УЭЦН»). На Северном море максимальные наработки УЭЦН достигают 1200 суток, в ООО «РНЮганскнефтегаз» на момент старта проекта межремонтный период по импортному оборудованию со-

инженерная практика Экспертная оценка уровня МРП УЭЦН

ставлял около 340 суток, средний по Приобскому месторождению — 280 суток. По итогам реализации проекта мы ожидаем достичь максимальной наработки в 700 суток и получить экономический эффект 33,5 млн руб. Срок окупаемости по нашим расчетам должен был составить 2 года, а эффект определялся бы получением дополнительной добычи нефти и экономией на ПРС. Для реализации проекта подходили около 200 «золотых» скважин фонда компании. Средний дебит целевого фонда в ООО «РН-ЮНГ» по данным на декабрь 2008 года составлял 500 м3/сут., дебит по нефти — 118 т/сут. В ноябре 2009 года, по нашим расчетам, около 50 скважин могли давать более 300 м3/сут. жидкости и более 100 тонн нефти в сутки.

Покрытия рабочих органов насосов Centrilift

Твердость покрытия сравнима с твердостью карбида вольфрама. Обеспечивает защиту от абразивного износа, песка

Низкий коэффициент трения. Обеспечивает защиту от солеотложений и асфальтенов

Отличия серийного импортного оборудования от проектного (МРП-700) Проектное Узел

Серийное импортное Centrilift

REDA

Насос

Упрочненный вал в нижней секции. Материал рабочих органов — чугун, нирезист. Опорные подшипники — карбид вольфрама — 3 шт. на секцию насоса

Исполнение Centurion. Усиленные валы в каждой секции. Подшипники в каждой 3-й ступени. Покрытия рабочих органов — Pumpguard 2-го типа — от абразива, солей и коррозии

Валы каждой секции из материала Инк-718 (почти в 2 раза прочнее стандартного). Материал колес и аппаратов-5530 (защита от коррозии)

Газосепаратор

Стандартного исполнения (вставная гильза для защиты от износа)

Износостойкого исполнения, карбид вольфрама, устройство MVP+ (работа с газом до 75%)

Устройство AGH: подшипники — карбид кремния, высокопрочный вал (работа с газом до 55%)

Гидрозащита

Стандартного исполнения

3-камерная, 2 эластомерных барьера, усиленные пята и вал

Тандемная гидрозащита для повышения надежности (в 2 раза больше объем масла). В протекторе 540-й серии — металлические сильфоны для защиты от коррозии и абразивного износа

Двигатель ПЭД

Стандартного исполнения

Термостойкое масло CL-5, резинотехнические изделия свыше +200°С

Усиленные подшипники, обмотка из материала «Каптон»

Погружной кабель

Освинцованный кабель, по всей длине термостойкий, от 95°С до +232°С

Освинцованный кабель, оцинкованная с 4-х сторон броня, по всей длине термостойкий, +232°С

Термостойкий по всей длине, +232°С, 4-я жила — стальная трубка для подачи на забой ингибитора солеотложений

Датчик

Измеряемые параметры: Р, t на приеме, радиальная вибрация

Дополнительно: t обмотки ПЭД, осевая вибрация и ток утечки

Дополнительно: давление на выкиде насоса, t обмотки ПЭД, осевая вибрация и ток утечки №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Покрытия рабочих органов Centrilift (результаты разбора) Обычные Обычные РО РО

1. 1.

2. 2.

ПРОЕКТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ В закупленных для проекта УЭЦН производства Schlumberger REDA и Centrilift разработчики реализовали более 10 инновационных конструктивных и технологических решений, направленных на повышение надежности. Использованные при производстве установок коррозионно-износостойкие материалы были рассчитаны на работу в условиях повышенного содержания механических примесей. В каждой секции насоса использовались упрочненные валы из материала Inconel-718, прочность которого в 1,8 раза превышает показатели традиционно использующихся в импортном оборудовании сплавов КМоnel. По всей длине насоса были установлены промежуточные радиальные подшипники из карбида вольфрама и карбида кремния, а для изготовления рабочих органов применялся специальный износостой-

Материалы ступеней насосов Schlumberger REDA

Обычные Обычные р.о. р.о. Р.о. Р.о. из из материала материала (новые) 5530 (новые) 5530 (418 (418 сут. сут. раб.) раб.)

Материал

Твердость (Бриннель)

Твердость (Бриннель), тест

Средний коэффициент износа , тест

Ni-resist I

120–160

129

100%

Ni-resist IV

149–212

138

67%

5530

180–220

216

57%

76 №2/2010

Покрытие Покрытие AI AI

Покрытие Покрытие AX AX

3. 3.

кий материал и защитные покрытия от асфальтенов, солей, абразивов. В комплектации была применена тандемная гидрозащита увеличенного объема, а также впервые испытывался протектор с диафрагмами в виде металлических сильфонов (гофр) для защиты от воздействия мехпримесей (см. «Отличия серийного импортного оборудования от проектного (МРП-700)»).

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ CENTRILIFT Одним из технических решений для увеличения надежности конструкции узлов УЭЦН Centrilift в проекте «МРП-700» стало покрытие рабочих органов насосов материалами Armor I и Armor X (см. «Покрытия рабочих органов насосов Centrilift»). Материал Armor I представляет собой полимерный материал, предотвращающий осаждение солей и асфальтенов на поверхностях рабочих колес и аппаратов. Покрытие также обеспечивает определенную дополнительную защиту оборудования от коррозии и абразивного износа. Материал имеет низкий коэффициент трения, что снижает износ рабочих поверхностей ступеней насоса при соприкосновении с механическими частицами скважинного флюида. Материал Armor X — это электрохимически осажденный равномерный защитный слой на поверхности рабочих органов насоса. Особенность данного защитного покрытия заключается в его высокой твердости, сравнимой с твердостью карбида вольфрама и превышающей твердость механических примесей скважинного флюида, а также в очень высокой степени адгезии к основному материалу рабочих ступеней насоса (нирезист). В связи с тем, что заранее было сложно определить, какой из осложняющих факторов в скважине будет превалировать, было принято решение о комбинированном использовании в составе установки

инженерная практика Сравнение стоимости проектного оборудования с аналогами

Проектное оборудование

D3500R 465 1976

D5800R 770 1605

S5000R 626 1821

400P35 SSD 464 1530

400P60 SSD 741 1630

DN 5800

DN 4300

обоих покрытий. Всего мы установили 5 насосных секций по 72 ступени насоса серии 400Р, из которых одна секция была набрана из ступеней с покрытием Armor X, другая секция — с покрытием Armor I, наконец, третья секция была набрана из ступеней обоих покрытий. Две секции защитного покрытия не имели.

Импортное серийное

GC 6100

GC 4100

Отечественный аналог

400P43

ЭЦНМИ К 320 1916

ВНН 700 2000

ЭЦН 500

В ходе испытаний произошли 2 демонтажа комплектов Centrilift с рабочими органами с защитными покрытиями. Комиссионный разбор комплекта 400Р60 с наработкой 167 суток (срыв подачи) и сравнительная дефектовка рабочих органов на предмет износа показали, что защитные покрытия практически не

Оценка влияния основных конструктивных «отличий» на ожидаемую эффективность проекта** Влияние конструктивных факторов

Влияние эксплуатационных факторов

№

Фактор

Вероятностное влияние, доли

Конструктивный недостаток

0,02

Входные испытания

0,32

Заводской брак изготовления

0,02

Входные испытания

0,32

Мероприятия

Влияние на ПРС

№

Осложняющий фактор

Мехпримеси

Вероятностное влияние, доли

0,34

Оценка влияния на ПРС фактора

Конструктивное решение

Оценка веса решения (в рамках группы)

Оценка влияния на ПРС мероприятия

Применение защитных покрытий рабочих органов PumpGuard

0,50

2,72

Упрочненные валы насосов

0,10

0,54

5,44

Брак транспортировки

0,01

Входные испытания

0,16

Металлизированные диафрагмы протектора

0,10

0,54

Брак монтажа

0,01

Шеф-монтаж, супервайзинг

0,16

Материал рабочих органов R5530

0,30

1,63

Применение погружных датчиков нового типа

0,50

2,24

Необеспеченный приток

Солеотложения

Мехповреждение кабеля

0,28

0,25

0,07

4,48

Контроль за работой

0,50

2,24

Применение защитных покрытий рабочих органов PumpGuard

0,40

1,60

Кабель с капиллярной трубкой подачи ингибитора

0,60

2,40

Применение протектолайзеров по установке

0,50

0,56

Применение кабельных протекторов по всей длине кабеля

0,50

0,56

4,00

1,12

0,96

15,04

Оценка влияния 4-х решений (КПЭ№2)

8,99

ВСЕГО (плановая эффективность — итоговая экономя ПРС)

* по результатам Дня качества, отказы по Приобскому региону за 2008 г. ** выполнена экспертным путем №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Наработки по скважинам проекта «МРП-700» на 01.02.2010

пострадали. Коррозии и солеотложений мы не обнаружили (см. «Покрытия рабочих органов Centrilift (результаты разбора)»). По результатам разбора комплекта 400Р35 с наработкой 504 суток (остановка по ГТМ) был установлен незначительный износ юбок рабочих органов с покрытием от солеотложений (AI), полное отсуствие износа рабочих органов с покрытием от износа (AX) и значительный износ всех колес и аппаратов без покрытий. Разработана программа по подведению итогов испытаний, и сейчас на сервисной базе г. Муравленко ведется тестирование секций насоса с рабочими органами, прошедшими отбраковку, на предмет получения напорно-расходных характеристик.

78 №2/2010

Бриннелю (см. «Материалы ступеней насосов Schlumberger REDA»). В ходе испытаний производился 1 демонтаж комплекта REDA с рабочими органами, изготовленными из материала 5530, с последующим комиссионным разбором насоса и сравнительной дефектовкой рабочих органов на предмет износа. Разбор комплекта D3500R с наработкой 418 суток (остановлен по ГТМ) выявил незначительный износ рабочих органов, а также полное отсутствие коррозии и солеотложений. Анализ параметров работы насоса непосредственно перед остановкой скважины проведенный отделом расчета погружного оборудования, показал соответствие паспортных напорно-расходных характеристик насоса без деградации напора.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ SCHLUMBERGER REDA

ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ

В настоящее время компания Schlumberger для производства УЭЦН REDA предлагает материалы ступеней повышенной прочности двух типов: Нирезист-4 и 5530. Сравнительный состав материалов для изготовления рабочих органов насосов следующий: Состав Нирезист-1: 15% Ni, 6% Cu, 2% Cr, 2% Si. Состав Нирезист-4: 30% Ni, 5% Cr, 5,5% Si, 1,0% Mn, 2,6% C. Состав 5530: 30,5% Ni, 5,3% Cr, 5,1% Si, 2,7% C, а также Mo, V, Mn. Выбор типа материала должен основываться как на технической, так и на экономической стороне вопроса. Твердость материала Нирезист-1 составляет 120-160 единиц по Бриннелю, в то время как Нирезист-4 — 149212 ед., а 5530 — 180-220 единиц. Оба материала обладают коррозионностойкими свойствами, но 5530 в меньшей степени подвержен коррозии. Тест на износ на водопесчаной смеси показал следующие результаты: если принять потерю массы ступеней из Нирезиста-1 за100%, то Нирезист-4 потерял 67% массы, а 5530 — 57%, что говорит о превосходстве материала 5530 во всех аспектах. В данном тесте Нирезист-4 показал твердость 138 единиц, 5530 показал значение 216 и Нирезист-1 — 129 единиц по

Одним из ключевых показателей эффективности (КПЭ) по проекту стало сокращение 15 ПРС, в том числе экономия 9 ремонтов скважин за счет применения основных конструктивных решений. Путем экспертной оценки было спрогнозировано влияние примененных конструктивных решений на эксплуатационные факторы в процентом выражении (см. «Оценка влияния основных конструктивных «отличий» на ожидаемую эффективность проекта»). Значение осложняющих факторов и их рейтинг по вероятностному влиянию мы взяли из результатов «Дня качества» по региону за 2008 год. Наиболее весомыми осложняющими факторами оказались мехпримеси, необеспеченный приток и солеотложения (34%, 28% и 25% из 100% общего числа причин отказов соответственно). По предварительным результатам испытаний была составлена матрица оценки конструктивных решений, примененных в проекте. Итогом заполнения матрицы будет внесение изменений и дополнений в ЕТТ (единые технические требования) компании ОАО «НК «Роснефть» (см. «Матрица оценки конструктивных решений, примененных в проекте «МРП-700. Суперизносостойкое оборудование»).

инженерная практика Матрица оценки конструктивных решений, примененных в проекте «МРП-700. Суперизносостойкое оборудование» Аналоги (альтернативы)

№

Конструктивное решение

Выявленные при испытаниях:

Описание 1

УЭЦНДП («Борец»), ВНН («Новомет») порошковая металлургия

Заявленные превосходства

Рекомендации по применению (внесению изменений в ЕТТ)

Приемущества

Недостатки

Риски

Увеличение наработки, отсутствие отложений солей, асфальтенов по сравнению с серийно выпускаемым материалом

Подтверждена малая степень износа РО

Высокая стоимость обработки РО (в n раз)

не выявлено

Рекомендовано

Покрытия рабочих органов Centrilift Armor I

Полимерные покрытия для защиты от отложения солей, асфальтенов, коррозии

Материал ЖКП (Ижнефтепласт)

Материал полифинилсульфид (Фортрон), напыление Реам-РТИ

Покрытия рабочих органов Centrilift Armor X

Электрохимическое осаждение металлизированного слоя для защиты от абразивного износа

Материал рабочих органов REDA 5530

Газотермическое напыление (технология ТСЗП)

УЭЦНДП («Борец»), ВНН («Новомет») порошковая металлургия

Увеличение наработки, малый износ по сравнению с серийно выпускаемым материалом

Подтверждена малая степень износа РО

Высокая стоимость обработки РО (в n раз)

не выявлено

Рекомендовано

Материал рабочих органов REDA 5530

Высокопрочный легированный чугун (Ni-resist V)

Покрытия рабочих органов Centrilift AX

Газотермическое напыление (технология ТСЗП)

УЭЦНДП («Борец»), ВНН («Новомет») порошковая металлургия

Увеличение наработки, малый износ по сравнению с серийно выпускаемым материалом

Подтверждена малая степень износа РО

Высокая стоимость материала (в n раз)

не выявлено

Рекомендовано

Подшипники в насосе REDA

Промежуточные стабилизирующие подшипники из карбида кремния

Карбид вольфрама

Цирконий

Чугун белый

Повышенная износостойкость, коррозионностойкость

Подтверждена малая степень износа валов

Высокая стоимость материала (в n раз)

не выявлено

Разрабатываются

Подшипники в насосе Centrilift

Промежуточные стабилизирующие подшипники из карбида вольфрама

Карбид кремния

Цирконий

Чугун белый

Повышенная ударопрочность

Подтверждена малая степень износа валов

Высокая стоимость материала (в n раз)

не выявлено

Разрабатываются

Материал валов секций REDA

Применение материала Инконнель 718

К-Моннель

Сталь ОЗХ14Н7В ТУ

Прочность +1.8 раза по сравнению с К-Моннель

Не выявлено

Высокая стоимость материала (в n раз)

не выявлено

Разрабатываются

Высокая стоимость, низкая ремонтопригодность, аварийность в процессе монтажа, спуска УЭЦН

Риск засорения обратного клапана в скважине, на конце трубки (в районе ПЭД), мехповреждения кабеля, необходимость применения оригинальных протекторов, изготовление дополнительных сростков

Не рекомендовано

Рекомендовано с ограничениями (для проведения ГДИС)

Капиллярная трубка подачи ингибитора солеотложения на прием насоса

4-я стальная жила в составе погружного кабеля Redelead

Погружной датчик Phoenix XT-1

Погружной датчик REDA с дополнительными параметрами (давление на выкиде насоса, температура двигателя, осевая вибрация)

Тандемная гидрозащита REDA

Двухмодульное исполнение BPBSL-HL, бесшпоночные подшипники из карбида вольфрама

Усовершенствованная гидрозащита REDA с насосами серии S

Металлизированная диафрагма протектора (гофра) 540 серии

Технология «СинергияЛидер» (отдельно спускаемая трубка)

Отечественный погружной кабель с полимерной трубкой

Отсутствие отказов по солям, сохранение концентрации ингибитора в скважине

нет

Оптимизация добычи, мониторинг пласта, увеличение Кэкспл. скважины, рост наработки оборудования

Не подтверждено

Высокая стоимость узла (в n раз)

Риск повреждения гидравлической трубки вдоль установки от датчика на ловильную головку (P на выкиде)

нет

Повышенная износостойкость, термостойкость

Не выявлено

Высокая стоимость узла (в n раз)

не выявлено

Не рекомендовано

нет

Коррозионностойкость, агрессивостой кость, термостойкость

Не выявлено

Высокая стоимость узла (в n раз)

не выявлено

Не рекомендовано

нет

Не подтверждено

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Функция выживаемости оборудования МРП 700 и стандартного оборудования в скважинах-аналогах

Еще одним предметом изучения стала разница в стоимости полнокомплектного проектного оборудования и серийных импортных аналогов, а также близких по типоразмеру отечественных УЭЦН (см. «Сравнение стоимости проектного оборудования с аналогами»). Сравнение показало, что стоимость проектных УЭЦН в 1,6-1,8 раза превышает стоимость серийных

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Подготовка скважин перед пуском установок стандартная была? Андрей Петренко: Да, при текущих предшествующих отказах проводилась обычная подготовка. В двух случаях после пересыпания забоя проводили чистку колтюбингом. Ничего такого сверхъестественного не делали в этих скважинах, хотя привлекали частичный сервис. То есть полный шеф-монтаж Schlumberger и Centrilift, вывод на режим при их участии, и они нам периодически делают анализ работы, дают свои рекомендации. Вопрос: Установки работали на повышенной частоте или на пониженной? А.П.: Ну а что считать повышенной частотой? Для импортных УЭЦН считается стандартной 60 гц. Выводили на режим с 35–37 Гц, а в процессе эксплуатации все скважины работают в разных режимах — от 52 до 60 Гц. То есть, на расчетной частоте. Вообще по данным анализа, проведенного компанией Schlumberger, при суммарном разовом увеличении частоты более, чем на 3 Гц происходит массовый вынос мехпримесей. Независимо от того, на какой частоте мы работаем в это время. Таким образом, основными ограничениями по нижней и верхней предельной частоте являются напорность установки, которая меняется в квадратичной пропорции, либо мощность, потребляемая насосом, изменяющаяся в кубе, а также уровень КВЧ. Вывод на режим мы начинаем с минимально допустимой частоты и продолжаем, исходя из результатов анализа на содержание мехпримесей. Не стоит забывать, что у нас в составе установки были смонтированы датчики, которые показывали не только вибрацию в двух направлениях, но также давление на приеме и на выкиде насоса, температуру и т.д. То есть, у нас было достаточно информации, чтобы оценить выводной режим.

80 №2/2010

импортных аналогов (за счет применения особо прочных материалов и конструктивных решений) и почти в 3 раза — стоимость аналогичных по номенклатуре комплектов российского производства. Кроме того, мы анализировали наработку оборудования (в обезличенной форме) по периодам: текущая наработка, наработка предыдущей установки и средняя наработка на отказ (СНО) по трем последним рейсам. На 1 февраля 2010 года текущая максимальная наработка УЭЦН по проекту «МРП-700» составила 618 суток, а средняя по проекту — 460 суток. СНО по последним спускам составляла 280 суток (по трем последним отказам около 240 сут.) и, таким образом, рост наработки по проекту составил 1,65 раз (и 1,9 раза по сравнению с наработками отечественных УЭЦН) по отношению к стандартному оборудованию (см. «Наработки по скважинам проекта «МРП-700» на 01.02.2010»). Стоит отметить, что до монтажа проектного оборудования в большинстве случаев в скважинах тоже эксплуатировалось импортное оборудование серийного исполнения. Расчет вероятности безотказной работы, выполненный в программе «РН-Надежность», демонстрирует, что функция надежности проектного оборудования (факт и прогноз) значительно выше наработок предыдущих периодов (см. «Функция выживаемости оборудования МРП 700 и стандартного оборудования в скважинах-аналогах»). Для проведения расчета брались наработки по всем отказавшим УЭЦН в скважинах проекта «МРП-700», а также по скважинам с аналогичными условиями эксплуатации. На фактические наработки предыдущих периодов аппроксимировалась прогнозная линия максимально возможных наработок. Из графика видно, что около половины установок проекта «МРП-700», по нашим расчетам, отработают более 800 суток.

инженерная практика

ХАРИТОНОВ Александр Георгиевич Ведущий инженер отдела текущего ремонта скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПО ПРИЧИНЕ ЗАСОРЕНИЯ ПО ФОНДУ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН, ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» наблюдается рост отказов скважин с засорениями УЭЦН. Более 32% преждевременных отказов УЭЦН за 2009 год произошло по причине засорения насосов мехпримесями различного состава. Увеличение коррозионной активности добываемой продукции и увеличение количества проводимых ГТМ способствует росту отказов по причине засорения. Можно констатировать, что большая часть отказов из-за засорений происходит после проведения ГТМ и ввода скважин из бурения. В этих случаях насосы буквально становятся жертвами «доосвоения» и «доочистки» скважин. При этом засорению прежде всего подвергаются насосы малых типоразмеров и насосы, работающие в режиме периодической эксплуатации.

Снижению количества засорений в первую очередь будут способствовать качественная очистка ствола скважины, забоя и призабойной зоны при вводе из бурения, проведении ГТМ и после длительных наработок скважин. Распределение добычи по способам эксплуатации %

58,0 38,4 1,6

2,0 На 01.01.2010 г. Фонтан

УЭЦН

УШГН

УШВН

Структура и динамика преждевременных отказов Динамика фонда скважин ШГН 68,34% (572)

Действующий фонд скважин

Всего

Фонтан

УЭЦН

УШГН

УШВН

На 01.01.09 г.

5301

1547

3603

119

На 01.01.10 г.

5485

1613

3706

142

Отклонение за 2009 г.

184

-8

103

100%

0,4%

29,4%

68%

% от действующего фонда на 01.01.10 г.

ЭЦН 27,72% (232)

Преждевременные ремонты за 2008–2009 гг. ШВН 3,94% (33)

УЭЦН

УШГН

УШВН

Показатели

1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. Ср. кв. 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2009 2009 за 2008 г.

2008

2009

2008

2009

2008

2009

Эксплуатационный фонд скважин

1607

1661

4040

4117

133

141

Количество ремонтов

499

478

1600

1517

Количество преждевременных ремонтов

199

232

533

572

Процент преждевременных ремонтов от общего количества ремонтов

40%

49%

33%

38%

75%

39%

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН 75

51 44 36 2009

Причины, связанные с нарушениями технологии подземного ремонта скважин

Причины, связанные с нарушениями технологии эксплуатации скважин

Анализ типов (видов) засорений УЭЦН в 2009 году

Засорение в большей степени одним видом мехпримесей

Комплексное засорение разными мехпримесями

82 №2/2010

Вид мехпримесей

Количество

Продукты суффозии пласта (песок)

Продукты коррозии

Продукты бурения

АСПО

Соли (солеотложения)

Проппант

Продукты коррозии и соли

Продукты коррозии, соли и песок

Заводской брак гидрозащиты

Заводской брак насоса

Заводской брак двигателя

Прочие

Заводской брак кабеля

2 2 1 1 0 1 0

0 1 0 Неправильная комплектация

Причины, связанные с сервисными предприятиями по обслуживанию ГНО

Действующий фонд скважин в ООО «ЛУКОЙЛПермь» за 2009 год увеличился на 184 скважины и составил 5485 скважин (см. «Динамика фонда скважин»). В том числе по скважинам с УЭЦН увеличение фонда составило 66 скважин. Фонд УЭЦН достиг величины 1613 скважин, что составляет 29,4% от общего фонда скважин. В то же время доля добычи из скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 58% (см. «Распределение добычи по способам эксплуатации»). Таким образом, работа с фондом скважин, оборудованных УЭЦН, остается наиболее приоритетной задачей.

Типы засорений

Снижение изоляции ПЭД

2 0 1 1 2 0 0 1 0 1 2 0

Некачественный ремонт кабеля Некачественный ремонт двигателя Некачественный ремонт насоса Некачественное изготовление муфты кабеля

Прочие

8 9

Негерметичность НКТ

Засорение

Снижение Нд

Геолого-технические мероприятия

Солеотложения

Гидратопарафиноотложения

Прочие

Аварии

1 0 21 1 2 0 1 1 0 Бесконтрольная эксплуатация Некачественный вывод на режим

Неправильный подбор

1314

Негерметичность НКТ

Механическое повреждение кабеля Засорение насоса мусором Засорение насоса песком Некачественная подгонка скважины Нарушение технологии ремонта

Коррозия

2008

Причины, связанные с заводским браком

Между тем, доля преждевременных ремонтов по фонду скважин с ЭЦН растет (см. «Преждевременные ремонты за 2008-2009 гг.»). При этом преждевременными в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» считаются отказы с наработками менее 540 суток. Наше сервисное предприятие дает на отремонтированное оборудование гарантию 540 суток. Доля отказов УЭЦН составляет 27,7% от общего числа преждевременных отказов (см. «Структура и динамика преждевременных отказов»). Причины отказов мы делим на четыре основные группы: 1) причины, связанные с нарушением технологии подземного ремонта скважин; 2) причины, связанные с нарушениями технологии эксплуатации сква-

Распределение отказов с засорениями по типоразмерам УЭЦН

16 Количество отказов

Мехпримеси и АСПО

Малые типоразмеры (до УЭЦН-35)

Песок и продукты коррозии

Средние типоразмеры (от УЭЦН-40 до УЭЦН-80)

Проппант, продукты коррозии и АСПО

Большие типоразмеры (УЭЦН-125)

инженерная практика Распределение отказов с засорениями по наработке

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Какое у вас соотношение серого чугуна и нирезиста? Александр Харитонов: Пока преобладает серый чугун, но доля нирезиста растет. Вопрос: Раньше у вас был достаточно большой «периодический» фонд. Вы его сократили? А.Х.: Да. Сейчас это примерно 30% фонда УЭЦН. Дело в том, что во время циклических остановок происходит накопление мехпримесей.

35 18

10 Количество отказов До 50 суток

От 51 до 100 суток

от 101 до 360 суток

От 360 до 540 суток

жин; 3) причины, связанные с сервисным предприятием по обслуживанию установок; 4) причины, связанные с заводским браком (см. «Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН»). Наибольшее количество отказов в 2009 году приходилось на засорение УЭЦН мехпримесями. Причем мы видим заметный рост влияния этого показателя. В 2008 году был 51 отказ, в 2009 году мы видим уже 75 отказов. Далее по значению стоят геолого-технические мероприятия, доля которых также растет, и коррозия оборудования. Мы отмечаем как засорение одним видом мехпримесей, так и комплексное засорение (см. «Анализ типов (видов) засорений УЭЦН в 2009 году»). Сюда относятся продукты суффузии пласта (песок), продукты коррозии, продукты бурения, АСПО, солеотложения, проппант и их смеси. Основная доля отказов приходится на УЭЦН малых типоразмеров (УЭЦН-35), тогда как по УЭЦН-125 в прошлом году произошло всего 6 отказов (см. «Распределение отказов с засорениями по типоразмерам УЭЦН»). Отказов УЭЦН с типоразмером более 125 по причине засорения мехпримесями не зафиксировано. Мы также анализировали распределение отказов по засорению в разрезе наработки на отказ (см. «Распределение отказов с засорениями по наработке»). До 50 суток у нас 10 отказов, от 50 до 100 суток — 18 отказов, от 100 до 360 — 35 и от 360 до 500 суток — 12 отказов. Таким образом, засорение происходит как в короткие сроки, так и после довольно длительных периодов работы. Следующее сопоставление, которое мы проводили, — это классификация отказов по засорению в зависимости от предыдущих работ на скважинах. Это засорение после проведения ГТМ, после ввода скважин из бурения и после обычных текущих ремонтов скважин (см. «Распределение причин засорений ЭЦН в зависимости от видов предыдущих работ на скважине»). Видно, что преобладает засорение после проведения ГТМ — это 39 отказов.

Вопрос: На какие глубины спускаете установки? А.Х.: Глубины спуска очень разнятся. Скажем, по югу области у нас глубины спуска от 800 до 1100 метров, а по северу Пермского края — за 2000 метров. Вопрос: Какие способы борьбы с мехпримесями вы пробовали применять? А.Х.: Мы пробовали применять фильтры ЖНШ. Закупили небольшую партию, 5 штук. Из них два фильтра полностью засорились в первые дни работы, а остальные — в течение двух-трех месяцев. Поэтому мы от этого способа сразу отказались. У нас средний дебит — 3 тонны, и мы просто финансово не можем позволить себе закупать такое дорогостоящее оборудование и получать отрицательный результат.

Распределение причин засорений ЭЦН в зависимости от видов предыдущих работ на скважине

39 30

6 Количество отказов Проведение ПМ (методы ПНП, интенсификация добычи) Ввод бурения

Текущие ремонты скважины

Распределение причин засорений ЭЦН в зависимости от видов предыдущих работ на скважине

Типы засорений

Засорение в большей степени одним видом мехпримесей

Вид мехпримесей

После ГТМ (39)

Ввод из бурения (6)

После ТРС (30)

Продукты суффозии пласта (песок)

Продукты коррозии

Продукты бурения АСПО

9 2

Соли (солеотложения)

Комплексное засорение разными мехпримесми

Пропант

Продукты коррозии и соли

Продукты коррозии, соли и песок

Мехпримеси и АСПО

Песок и продукты коррозии

Пропант, продукты коррозии и АСПО

2 №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ТОПОЛЬНИКОВ Андрей Сергеевич C.н.с. отдела скважинных технологий ООО «РН-УфаНИПИнефть»

ЛИТВИНЕНКО Константин Владимирович Главный менеджер по механизированной добыче ООО «РН-УфаНИПИнефть»

РАМАЗАНОВ Рустэм Рифович Научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть»

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМЫ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ВЫНОСА МЕХПРИМЕСЕЙ Механические примеси как осложняющий фактор добычи Отказы УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз», 2009 г. Отказы УЭЦН в ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2009 г.

Схема проектирования системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей

Прямая и обратная задачи

84 №2/2010

сложнения, в числе которых механические примеси занимают особое место, являются неотъемлемым фактором нефтедобычи. По этой причине прогнозирование выноса мехпримесей и выбор технологий борьбы с их вредным влиянием становятся актуальной задачей при проектировании системы механизированной добычи нефти. В статье приводится общая концепция комплексного подхода к решению проблемы механических примесей при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Представлены имеющиеся в ООО «РНУфаНИПИнефть» наработки в части моделирования взаимодействия потока жидкости с твердыми частицами с погружным оборудованием, которые могут быть положены в основу методики выбора оборудования для защиты ГНО от мехпримесей.

Механические примеси как причина износа и поломок насосного оборудования для добычи нефти являются наиболее часто встречающимся осложнением на механизированном фонде скважин ОАО «НК «Роснефть». По данным расследований причин отказов на фонде ЭЦН нефтедобывающих предприятий Западной Сибири на долю механических примесей приходится от 25 до 40% от общего числа отказов электроцентробежных насосов (см. «Механические примеси как осложняющий фактор добычи»). При эксплуатации нефтедобывающих скважин в условиях негативного влияния механических примесей необходимо соблюдение баланса между эффективностью работы погружного оборудования, которая характеризуется достижением максимальных отборов пластовой жидкости, и его надежностью (см. «Схема проектирования системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей»). Для проектных параметров эксплуатации скважины осуществляется прогнозирование выноса мехпримесей, на основе которого в свою очередь происходит вы-

инженерная практика Современные представления о проблеме мехпримесей

бор технологий предотвращения выноса мехпримесей и подбор насосного оборудования. При этом необходимо отметить, что при проектировании системы механизированной добычи важно учитывать взаимное влияние ее основных элементов. В частности, если использование задерживающих фильтров позволяет существенно снизить негативное влияние мехпримесей на насосное оборудование, то к последнему не обязательно предъявлять завышенные требования по износостойкости. И, наоборот, использование специального исполнения насоса в ряде случаев позволяет ему продолжительное время успешно функционировать без каких-либо дополнительных защитных приспособлений. Особо следует заметить, что существует обратная связь между параметрами эксплуатации скважины и выбором насосного оборудования. Технико-экономические расчеты показывают, что эксплуатация скважин в режиме максимальных отборов не всегда экономически оправдана из-за резкого сокращения наработки на отказ по причине засорения мехпримесями. Поэтому, если оказывается, что изменение режима работы насоса в сторону некоторого увеличения забойного давления существенно сокращает вредное влияние мехпримесей, то в таком случае целесообразно изменить целевые параметры эксплуатации скважины (см. «Прямая и обратная задачи»).

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫНОСА МЕХПРИМЕСЕЙ

Моделирование процессов при прогнозировании выноса мехпримесей

месей с учетом соле- и парафиноотложений (см. «Современные представления о проблеме мехпримесей»). Природа происхождения твердых частиц в насосном оборудовании также многообразна. Основную их долю составляют частицы, выносимые из пласта в процессе эксплуатации скважин, но при этом значительная часть мехпримесей имеет непластовое происхождение: продукты коррозии подземного оборудования и частицы, вносимые в скважину в результате проведения ремонтов и ГТМ (например, нерастворимые

Модели выноса частиц из ПЗП

Адекватный выбор технологий предотвращения выноса мехпримесей и подбор насосного оборудования невозможен без научно обоснованного прогноза выноса мехпримесей. Согласно современным представлениям о проблеме мехпримесей, они так же, как соли и парафины, относятся к наиболее часто встречающимся отложениям на элементах подземного оборудования нефтедобывающих скважин. При этом в большинстве случаев состав отложений характеризуется включениями всех трех типов, что позволяет говорить о необходимости комплексного подхода к прогнозированию выноса мехпри№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Технологии работы с мехпримесями

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Вы сказали, что основная проблема — это исходные данные. Прорабатывали ли вы вопрос о том, как быстро и дешево получить анализ состава мехпримесей? Андрей Топольников: Этот вопрос действительно прорабатывается в настоящее время. Не так давно мы начали заниматься этой проблемой системно и начали именно с исходных данных. Естественно, измерять все, что обычно измеряется, может быть, и не нужно. Нужно выделить какие-то основные параметры, в том числе абразивности, с тем, чтобы в первом приближении измерять только то, что надо. Вопрос: Как вы будете моделировать, если вы не знаете, что там выносится? Вся проблема только в этом и будет. А.Т.: Проблема, на самом деле, и в модели тоже. Чтобы сказать, что нам нужно, мы должны построить модель.

Инструменты для подбора оборудования

Общая схема выбора технологий

Вопрос: В компаниях есть свои базы данных по скважинам. Ваша программа предусматривает интерфейс с такими базами данных? А.Т.: Пока о программе могу говорить только в будущем времени, она еще не создана, она еще планируется. Но одна из задач как раз состоит в организации единой структурируемой базы данных по всем нефтедобывающим предприятиям НК «Роснефть».

Если обратиться к моделированию выноса частиц из призабойной зоны пласта, то условно все модели можно разбить на две категории: статистические и механистические (см. «Модели выноса частиц из ПЗП»). Первые, как правило, основываются на данных технологических режимов работы нефтяных скважин и замерах КВЧ, и с их помощью пытаются установить статистические корреляции КВЧ с параметрами эксплуатации (пластовое давление, депрессия, обводненность и др.). Механистические модели (модель разрушения ПЗП, модель радиальной фильтрации с учетом диффузии твердых частиц и т.д.) базируются на физических аспектах процесса и поэтому являются более универсальными, но для их применения набор исходных данных должен быть существенно расширен и должен включать в себя свойства пласта и твердых частиц.

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ЗАЩИТЫ ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

твердые включения в составе жидкости глушения или обломки проппанта после проведения ГРП). С учетом сказанного прогноз выноса мехпримесей должен осуществляться на основе моделирования комплекса взаимосвязанных процессов. С точки зрения определения количественного и качественного состава мехпримесей, актуальным является не только моделирование выноса твердых частиц из призабойной зоны, но и расчет скорости коррозии и параметров ГРП. Поскольку нас, прежде всего, интересует взаимодействие мехпримесей с насосным оборудованием и технологиями защиты, то моделирование должно включать в себя описание движения частиц в скважине, воздействие на фильтр и насос (см. «Моделирование процессов при прогнозировании выноса мехпримесей»). 86 №2/2010

Существуют две группы технологий эксплуатации нефтяных скважин с пескопроявлением: технологии, которые позволяют работать с мехпримесями, и технологии, направленные на предотвращение или снижение выноса мехпримесей (см. «Технологии работы с мехпримесями»). К первой группе относятся технологии обеспечения условий выноса мехпримесей (уменьшение отборов, снижение обводненности и т.д.) и технологии, основанные на использовании износостойкого насосного оборудования. Методы борьбы с пескопроявлением подразделяются на химические (использование химических реагентов для крепления призабойной зоны пласта), физико-химические (коксование) и механические (фильтры). Защитные фильтры могут устанавливаться на забое, в скважине ниже точки подвеса насоса и ПЭД, а также в составе ЭЦН вместо приемной

инженерная практика Определение степени износа ЭЦН потоком жидкости с твердыми частицами Cхема движения жидкости в лабиринте электроцентробежного насоса

Характеристики ЭЦН до и после износа

Зависимость параметров насоса от времени

Диффузор Зависимость параметров насоса от времени

Рабочее колесо

Моделирование обтекания погружной части УЭЦН с фильтром Схема насосной установки с фильтром

Распределения концентрации механических примесей и поле скорости для различных моментов времени

1 – ПЭД 2 – Модуль гидрозащиты 3 – Прием насоса 4 – Вал 5 – Фильтр

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Схема принятия решений по результатам отказов оборудования

См. «Матрица применения технологий борьбы с мехпримесями»

сетки. При одновременном использовании нескольких защитных технологий важно определить, каким образом они сочетаются друг с другом. Общая схема подбора оборудования для работы с мехпримесями включает в себя три стадии: выбор способа работы с мехпримесями (эксплуатация в условиях пескопроявления или использование технологий защиты), выбор конкретной технологии (например, фильтр на забое, перед приемом насоса и в насосе) и выбор спецификации (тип, производитель, технические характеристики). При этом адекватный выбор оборудования для работы с мехпримесями должен базироваться на данных моделирования, стендовых испытаний и промыслового опыта (см. «Инструменты для подбора оборудования»). Алгоритм выбора технологий работы с механическими примесями может быть представлен в виде цепочки элементарных процессов, последовательное выполнение которых для заданных условий эксплуатации нефтедобывающих скважин позволит рекомендовать тот или иной метод борьбы с мехпримесями (см. «Общая схема выбора технологий»). Если на каком-либо этапе цепочки допущена ошибка (например, неправильно определен гранулометрический состав твердых частиц, выносимых из пласта, или используется непроверенная корреляция для прогноза выноса мехпримесей), конечный результат может оказаться неприемлемым.

НАУЧНЫЕ РАЗРАБОТКИ ООО «РН-УФАНИПИНЕФТЬ» Несмотря на то, что отказы насосного оборудования, вызванные влиянием механических примесей, преобладают по сравнению с солеотложением, коррозией и АСПО, этот вид осложнений по-прежнему остается наименее изученным. В ООО «РН-УфаНИПИнефть» на протяжении нескольких последних лет проводятся исследования, направленные на изучение влияния осложнений в механизированной добыче нефти, осуществляется научно-методическое сопровожде88 №2/2010

ние испытаний новых технологий для предупреждения и защиты от осложняющих факторов, в том числе от вредного влияния механических примесей. В настоящее время в Институте проводятся теоретические исследования влияния механических примесей на абразивный износ деталей ЭЦН. Моделируется движение жидкости с твердыми частицами внутри насоса с учетом их эрозионного воздействия на элементы ЭЦН. Для заданных параметров твердых частиц и технических характеристик насоса расчетным способом определяются скорость износа элементов электроцентробежного насоса, снижение полезного напора и прогнозная наработка на отказ (см. «Определение степени износа ЭЦН потоком жидкости с твердыми частицами»). Другая не менее важная задача состоит в моделировании обтекания пластовой жидкостью со взвешенными в ней твердыми частицами погружной части насосной установки, оснащенной фильтром. С помощью двумерной нестационарной модели определяются распределения температуры и концентрации мехпримесей вблизи точки подвеса насоса, величина дополнительного перепада давлений на фильтрующем элементе и влияние мехпримесей на интенсивность теплообмена между жидкостью и ПЭД (см. «Моделирование течения жидкости через фильтр»). Приведенные результаты моделирования должны пройти адаптацию и сравнение с результатами стендовых и промысловых испытаний. В отсутствие полной уверенности в адекватности моделей на первый план выходит экспертно-статистический подход к выбору технологий защиты от мехпримесей, основанный на использовании матриц применения технологий. На основе анализа мирового опыта борьбы с вредным влиянием мехпримесей в добыче нефти определены диапазоны применимости известных способов защиты, проведен расчет их экономической эффективности и составлены рейтинги оборудования (см. «Разработка матриц применения технологий»).

инженерная практика Определение оптимального времени работы ЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа Кривая экономической эффективности (для оптимального режима работы насоса)

Определение оптимального времени работы ЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа Тип ЭЦН

Время износа оборудования на 25%, сут.

Время оптимальной замены оборудования, сут.

Степень износа при оптимальном времени замены, %

Н1

126

158

Н2

138

189

Н3

171

232

Деградация напора ЭЦН от времени (для оптимального режима работы насоса)

Привлечение экономической составляющей в анализ эффективности технологий работы с мехпримесями позволили установить ряд интересных фактов и предложить новые решения проблемы. С помощью технико-экономического анализа установлено, что на скважинах с интенсивным износом ЭЦН существует оптимальная продолжительность времени работы насоса, по истечении которого требуется его замена (см. «Определение оптимального времени работы ЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа»). Создан вычислительный алгоритм, который позволяет определить оптимальное время работы ЭЦН, в том числе в зависимости от типа исполнения. На платформе программы подбора погружного оборудования для добычи нефти RosPump, разработанной в ООО «РН-УфаНИПИнефть», реализован модуль «Солеотложения», в котором осуществляется прогноз степени солеопасности на различных участках скважины и даются рекомендации по выбору технологий предупреждения выпадения солей. В ближайшем будущем планируется расширить линейку осложнений, включив в нее АСПО, коррозию и мехпримеси. При проектировании системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей важно учитывать взаимное влияние ее основных элементов. При этом прогнозирование становится неотъемлемым этапом в общей схеме выбора технологий для работы с мехпримесями. Для адекватного прогноза выноса мехпримесей необходимо учитывать, что значительная их часть имеет непластовое происхождение. Кроме того, оценка итоговой рекомендации по выбору технологии работы с мехпримесями напрямую зависит от качества выполнения промежуточных этапов, в том числе от качества и полноты исходных данных. Имеющиеся в Институте «РН-УфаНИПИнефть» наработки, касающиеся моделирования взаимодействия мехпримесей с погружным оборудованием, могут быть положены в основу методики выбора оборудования для защиты от мехпримесей.

Матрица применения технологии борьбы с мехпримесями Технологии и решение Изменение рабочей частоты + использование ЭЦН меньшего типоразмера

Подшипник

Клин

▼

Износ

Засорение

▼

▲

ПЭД с бОльшим стартовым моментом. Вал повышенной прочности

●

Боратный клапан. Клапан с автоматической заслонкой

●

Скважинные фильтры (проволочные, щелевые, микропоровые)

●

✖

Фильтры на примере насосов (ФЭС, ФНТ, ЖНШ)

●

✖

Шламоуловители (ШУМ)

●

Сепараторы мехпримесей (ПСМ)

●

Гравийная набивка

●

Обработка призабойной зоны (РИР смолой ФРФ). Применение специальных технологий крепления проппанта (Проппант RCP)

●

Перепускные клапаны в НКТ

●

Увеличенное количество радиальных подшипников (1 на ступень) карбоновые материалы

●

● ●

Износостойкие материалы и покрытия ступеней (ARMOREX)

●

Ступени из пластика (ЖКП) Акустические гасители вибрации и генераторы волн для конгломерации частиц ЭЦН в компрессионном (компрессионно-модульном) исполнение Промывка ЭЦН, режим встряски

●

неизвестно ● ●

● №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

НАГОВИЦЫН Эрик Александрович Инженер департамента развития ООО ТД «ЭЛКАМ — нефтемаш»

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ МЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ ехнические методы защиты глубиннонасосного оборудования (ГНО) от воздействия механических примесей включают в себя выбор конструктивного исполнения насосного оборудования (выбор материала и конструкции), а также разработку различного дополнительного оборудования для оптимизации и совершенствования добычи нефти. В перечень дополнительного оборудования, производимого ЗАО «ЭЛКАМ-нефтемаш» для фонда скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосами (СШН), входят различные фильтры, газопесочные якоря и камеры трубной окалины. Для фонда скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), — это клапанные механизмы и модификации газопесочного якоря. Применение рассмотренного ниже дополнительного оборудования с учетом оптимального выбора конструктивного и

материального исполнения погружного насоса в зависимости от конкретных условий эксплуатации (дебит, обводненность, газовый фактор, вязкость, наличие асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО), пескопроявление, химическая агрессивность добываемой жидкости и др.) обеспечит устойчивую работу всего комплекса оборудования насосной добычи и гарантийный срок его эксплуатации. В современных условиях существования нефтепромыслов все чаще приходится сталкиваться с факторами, осложняющими условия работы подземного оборудования по таким основным показателям, как коррозионная агрессивность, пескопроявление, высокий газовый фактор, высокая вязкость, наличие АСПО. Поэтому при использовании подземного оборудования для добычи из скважин осложненного и часто ремонтируемого фонда, имеющих низкую нара-

Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования Химические

Технические

Технологические

Профилактические

Закачка в пласт скрепляющих растворов

Установка блочных скважинных фильтров на забой в интервале пласта

Ограничение дисперсии при эксплуатации

Очистка призабойной зоны

Коксование

Установка фильтров

Применение устройств для плавной работы насосного оборудования

Промывка зумпфа скважины

Использование оборудования в износостойком исполнении

Снижение обводненности

Контроль за КВЧ в технологических жидкостях

Контроль за КВЧ в процессе эксплуатации скважины

90 №2/2010

инженерная практика Технические способы борьбы с механическими примесями Технические

Конструктивное исполнение насосного оборудования

Выбор материала

Дополнительное оборудование

Выбор исполнения

Для скважин, оборудованных ШГН

Фильтр тонкой очистки

Камера трубной окалины (КТО)

Газопесочный якорь (ПГ -3)

Клапанный механизм (КМ)

Газопесочный якорь (ПГ -5)

Конструкция насоса НСБГ 57-3,0-1 Подвод затворной жидкости

ботку на отказ, необходим комплексный подход к подбору оборудования, учитывающий индивидуальный характер осложняющих факторов на конкретной скважине. Среди вышеперечисленных факторов немаловажное значение имеет защита погружного оборудования механизированного фонда скважин от вредного влияния механических примесей (породообразующих компонентов, продуктов коррозии металла оборудования, незакрепившегося проппанта, твердых веществ, образующихся в результате химических реакций взаимодействия перекачиваемых жидкостей, а также различных включений, попадающих в скважину в процессе строительства, монтажа оборудования и ремонтных работ). Связано это с тем, что в неконтролируемых условиях вынос взвешенных частиц (КВЧ) в скважину вызывает преждевременный износ элементов эксплуатационной колонны и дорогостоящего насосного оборудования и, как следствие, требует частого проведения ремонтных работ на скважине. В этом направлении «ЭЛКАМ-нефтемаш» работает с нефтяниками активно, и уже сегодня мы можем предложить штанговые насосы с повышенной стойкостью к агрессивным средам. Но даже такой подход не всегда может гарантировать необходимый ресурс работы штангового насоса без использования специальных устройств, которые обеспечивают дополнительную защиту при монтаже и работе оборудования. В настоящее время используются различные способы борьбы с механическими примесями (см. «Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования»). Как машиностроительный завод мы не охватываем весь спектр подходов к снижению влияния механических примесей. Наша специализация лежит исключительно в решениях технического характера (см. «Технические способы борьбы с механическими примесями»).

Для скважин, оборудованных ЭЦН

№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Газопесочный якорь ПГ-3

Фильтр тонкой очистки (Ф)

НКТ 73 2а3

Конструкция камеры трубной окалины 8

Переходник

2 Втулка

Корпус

1 Сетка

5 Пружина

Фильтр

Спираль песочная Приемный патрубок ШГН 3

СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ: 1 – Корпус

Патрубок песочный

2 – Муфта НКТ 3 – Наконечник 4 – Патрубок 5 – Клапан

Накопитель песка

Колпак

6 – Шток 7 – Контргайка 8 – Нижняя часть устройства автоматического захвата плунжера

КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ СШН Увеличить работоспособность штанговых насосов в пескообразующих скважинах можно за счет применения износостойких материалов и покрытий: сверхтвердых сталей и чугунов, керамики (карбидов и нитридов кремния, корунда, диоксида циркония), твердых сплавов, стеллита, твердость которых почти в 3,5 раза выше твердости песка. Однако использование таких материалов не всегда является целесообразным с экономической точки зрения. Поэтому в настоящее время применяются технологии, позволяющие упрочнять поверхностный слой оборудования. К их числу относится, например, вакуумное ионно-плазменное азотирование (цилиндров, плунжеров и др. деталей). Данная технология позволяет соз92 №2/2010

давать диффузионный поверхностный слой детали на заданную глубину и желаемой структуры твердостью от 870 до 1124 кгс/мм2 на сталь 38Х2МЮА. Это современный метод поверхностного упрочнения, позволяющий повысить износостойкость, антикоррозийную устойчивость и усталостную прочность изделий без последующей финишной механической обработки деталей. Другим способом повысить прочностные свойства поверхности является газопламенное напыление твердосплавными материалами, позволяющее наносить защитные покрытия твердостью не менее 660 кгс/мм2 самофлюсующимися сплавами на основе никеля, кобальта, а также других материалов. Процесс газопламенного напыления порошковых материалов предназначен для защиты поверхностей деталей от

инженерная практика

коррозии, эрозии, высокотемпературного воздействия окружающей среды, а также исправления недостатков механической обработки. И, наконец, наиболее эффективным методом упрочнения считается гальваническое хромирование, которое позволяет наносить защитные покрытия (твердый хром) твердостью до 1100 кгс/мм2 на основу из стали или латуни, обеспечивая высокие антифрикционные свойства. На нашем предприятии хромирование производится как по стали, так и по латуни. В первом случае в силу пористости структуры хрома соленая агрессивная среда, в которой эксплуатируются изделия, может проникать в микропоры хромового покрытия, и основа из стали начинает коррозировать, вызывая отслоение покрытия. Поэтому большее распространение получило хромирование по латуни. Немаловажное значение для предотвращения износа оборудования имеют технологии, используемые при его изготовлении. Так, радиальная ковка цилиндров на комплексе оборудования австрийской фирмы GFM позволяет получать прецизионные заготовки цилиндров с высокой точностью и шероховатостью внутреннего канала. Процесс холодной радиальной ковки дает гарантию высокой эксплуатационной эффективности и повышение механических и прочностных свойств цилиндров. Глубокое сверление, расточка и хонингование цилиндров позволяют получить отверстия с большим значением отношения его длины к диаметру, а также довести получаемые отверстия до необходимых параметров по диаметру, чистоте и прямолинейности после проведения процесса растачивания. Высокоточная обточка-обкатка длинномерных штоков, валов, плунжеров, позволяет производить обработку наружной поверхности горячекатаной заготовки до заданных высокоточных параметров. При этом названные технологии применяются не только для изготовления насосного оборудования, но также и при его сервисном обслуживании. К конструктивным исполнениям насосного оборудования для защиты поверхностей рабочих органов от пагубного влияния твердых механических частиц мож-

но отнести конструкцию плунжера, а также включение в изделие «грязесъемных манжет», обеспечивающих съем и вытеснение попадающей грязи. В случае плунжера это канавки и борозды, которые необходимы для снижения вероятности попадания песка в пространство между телом цилиндра и плунжера. Мехпримеси накапливаются в этих бороздах и канавках и при движении вверх и вниз выносятся в колонну НКТ. В отдельных случаях этого оказывается достаточно для предотвращения абразивного износа прецизионных деталей, однако полностью не решает проблемы при попадании песка в пространство между плунжером и цилиндром.

НАСОС НСБГ 57-3,0-1 В конструкции этого насоса, разработанного в ООО «Экогермет-М», реализован принцип гидравлической защиты деталей трения. В подобного типа насосах применяются уплотнения конструкции Б.С. Захарова. В данном случае создается двойное уплотнение, и в полость между уплотнениями подается нейтральная жидкость (чистая вода, нефть, масло, керосин, ингибиторы и т.д.) под давлением выше давления напора насоса. В штанговых насосах ни в России, ни за рубежом такие системы ранее не применялись, так как конструкция стандартных насосов не предусматривает возможности подведения к нему затворной жидкости. С целью уменьшения утечек затворной жидкости в обоих механических уплотнениях дополнительно установлены резиновые манжеты прямоугольного сечения. Подвод затворной жидкости к двойному уплотнению осуществляется с помощью гидросистемы, состоящей из дозировочной установки типа УДР и армированной капиллярной трубки, рассчитанной на давление до 25 МПа. Подбор оборудования для гидросистемы, его поставку, монтаж, испытание и спуск в скважину производила инжиниринговая компания «ИНКОМПнефть» (см. «Конструкция насоса НСБГ 57-3,0-1»). Насос вместе с гидросистемой был введен в эксплуатацию на месторождении «Белкамнефть». Фак№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

тическая подача насоса составляет 44 м /сут., коэффициент подачи К = 0,8. Расход затворной жидкости (соленая вода плотностью 1,17 г/см ) — 48л/сут. Перепад давления в линии подачи затворной жидкости на устье поддерживается дозировочным насосом в пределах 1,0 МПа, что позволяет создать давление в полости двойного уплотнения в пределах 1,5–2,0 МПа и полностью исключить попадание песка в зону трения в уплотнении. В затворную жидкость насоса при необходимости можно добавлять реагенты от образования АСПО и солеотложений. Жидкость попадает в колонну НКТ, и, таким образом, конструкция не только защищена от попадания песка, но и работает против других осложнений.

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СКВАЖИН С СШН Оборудование для борьбы с механическими примесями при добыче нефти установками СШН — это, в первую очередь, газопесочный якорь ПГ-3. Противопесочные свойства якоря основаны на теории неразрывности аэрогидродинамической струи с изменяющимися направлениями, скоростными потоками, характером ее движения, способствующим активному пескоотделению и предотвращению попадания на прием насоса. Тангенциальный заход продукции скважины в корпус десендера изначально задает струе нисходящее вращательное движение, скорость которого в дальнейшем возрастает за счет движения по спирали, увеличивающей путь прохождения потока (см. «Газопесочный якорь ПГ-3»). При возникновении в потоке струи центробежных сил песок, удельный вес которого превышает удельный вес нефти (воды), формируется у внешней стороны спирали, плотно прилегающей к внутренней стороне корпуса ПГ. Нисходящий угол спирали (более 45°) способствует устойчивому естественному «течению» песка. Отделенный от жидкости песок, сформировав94 №2/2010

шийся в самостоятельный поток, на завершающем этапе своего движения по верхней стороне спирали «затекает» в канал пескоотводящей трубки, длина которой обеспечивает выход песка в хвостовик ниже зоны влияния работы насоса. Далее жидкость, изменив направление, поднимается вверх по приемному патрубку и, пройдя мимо рассекателя, снова меняет направление и опускается к приемному фильтру. Размеры сепаратора и объем хвостовика определяются производительностью насоса, его режимом работы, свойствами извлекаемой жидкости, количеством песка и газовым фактором. Использование газопесочных якорей при наличии песка в скважине позволяет увеличить наработку на отказ штангового насоса до 1,5 раз. В следующем виде оборудования — фильтрах тонкой очистки — реализован известный принцип фильтрования. Фильтры работают в режиме полнопоточной фильтрации во всасывающей линии. Монтируются непосредственно на входе всасывающего клапана насоса (см. «Фильтр тонкой очистки (Ф)»). При работе насосного оборудования нефтяная жидкость поступает через сетчатый фильтр в пространство между корпусом фильтра и томпак-сеткой, проходя, таким образом, первую ступень фильтрации от крупных механических примесей. Далее жидкость проходит через томпак-сетку, где осуществляется вторая, более тонкая ступень фильтрации, и поступает на прием всасывающего клапана насосного оборудования. Уловленные механические примеси осаждаются в призабойную зону скважины. Камеры трубной окалины (КТО) предназначены для предотвращения попадания механических частиц при опускании насоса и сборки колонн НКТ, а также при сборке и опускании колонны насосных штанг (см. «Конструкция камеры трубной окалины»). КТО устанавливаются выше насоса в колонну НКТ и применяются при добыче нефти невставными (трубными) насосами с использованием устройства автоматического захвата плунжера (автосцепа).

Пример установки камеры трубной окалины

Газопесочный якорь ПГ-5

Конструкция клапанного механизма КМ-3

Автосцеп А3-3

Разобщитель

5 7 Насос ННШ Фильтр

6 1

Камера трубной окалины КТО-7

2 СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ:

Спираль песочная

1 – Шарик 11 Приемный патрубок

2 – Седло 3 – Втулка 4 – Наконечник верхний

5 – Корпус 6 – Центратор

7 – Пружина 8 – Наконечник

Накопитель песка

10 – Муфта

Штанговый насос ННШ с газопесочным якорем ПГ-3, какмерой трубной окалины КТО-7, автосцепом А№-3.

Во время работы насоса при ходе плунжера вверх клапан КТО приподнимается и без сопротивления пропускает поток жидкости (см. «Пример установки камеры трубной окалины»). При остановках работы насоса клапан садится на верхнюю часть патрубка и защищает верхнюю полость насоса от осаждающихся примесей. Механические частицы как при опускании колонны штанг, так и при остановке насоса попадают в кольцевое пространство между корпусом камеры и патрубком. Практически до нуля снижается вероятность заклинивания насоса при запуске его в работу, уменьшается износ плунжерной и клапанных пар, увеличивается наработка на отказ до 30%. В КТО также реализован эффект инжекции. То есть все механические примеси, попавшие в эту камеру, под

9 – Переходник 11 – Корпус клапана

действием потока жидкости вымываются из нее, вследствие чего происходит самоочистка данных камер.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СКВАЖИН С УЭЦН В качестве оборудования для борьбы с механическими примесями при добыче нефти при помощи УЭЦН используются газопесочные якоря ПГ-5, принцип действия которых подобен действию ПГ-3, за исключением нескольких конструктивных отличий (см. «Газопесочный якорь ПГ-5»). Для якорей ПГ-5 в специальной муфте устанавливается эластичный разобщитель эксплуатационной колонны выше входного фильтра. Данные якоря проходили испытания в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и в РГУНГ им. И.М. Губкина. В универ№

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Реплика: На мой взгляд, не было озвучено одно важное обстоятельство. Необходимо учитывать условия неразрывности и сплошности потока. Для НКТ 73 мм это 28 м3 в сутки. И если насос в процессе добывает меньше, то характер отложений будет другим. Эрик Наговицын: Спасибо за комментарий. Вопрос: Что используется в качестве разобщителя в газопесочном якоре ГП-5? Это разобщитель-пакер? Или это просто какие-то манжеты? Э.Н.: В данном случае это резиновый разобщитель-манжета, подобная пакерной, плотно прилегающая к обсадной колонне за счет внутреннего давления. Вопрос: А накопитель на какой объем рассчитан? Э.Н.: Накопитель рассчитывается исходя из расхода добываемой жидкости. Как правило, мы рекомендуем делать его в 4–5 труб НКТ. Вопрос: На какой размер частиц рассчитана сетка фильтра? Э.Н.: Диаметр проволоки — 1,8 мм. Шаг резьбы — 3,5 мм. Таким образом, зазор лежит в пределах 1,7 мм. Следовательно, частицы более 1,7 мм не проходят в ПГ. Более мелкие включения осаждаются в шламонакопитель. Вопрос: Расскажите подробнее об эффективности при разных дебитах. Э.Н.: Точных данных по последним исследованиям в РГУНГ им И.М. Губкина у меня пока нет, но кривая получена нисходящая. То есть с увеличением дебита эффективность фильтрации снижается. Самый эффективный диапазон — до 80 м3/сутки, обеспечивается 90–95% улавливания мехпримесей.

ситете был создан специальный стенд, и оборудование показало на нем хорошую работоспособность при низких и средних дебитах. И, наконец, клапанный механизм (КМ). Данное оборудование позволяет надежно удерживать жидкость в колонне НКТ и нефтепроводе после остановки насоса (см. «Конструкция клапанного механизма»). Клапанный механизм представляет собой стальной цилиндрический корпус, на концах которого выполнена наружная резьба НКТ для монтажа его в колонну НКТ. Внутри корпуса установлена пара «седло-шарик» (седло и шарик). Седло закреплено в корпусе

96 №2/2010

посредством наконечника. Шарик поджимается через центратор пружиной к седлу и имеет возможность перемещения во втулке, в стенках которой выполнены продольные пазы, образующие совместно с проточкой в корпусе лабиринтные каналы для протока жидкости. В верхней части корпуса установлена шламовая труба с радиальными отверстиями для выхода жидкости в колонну НКТ. При работе насоса жидкость поступает под шарик и, приподнимая его, проходит по лабиринту: пазы втулки, проточка корпуса, шламовая труба и выходит через радиальные отверстия в колонну НКТ.

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ШАЙДАКОВ Владимир Владимирович Группа компаний «Нефтегазовый сервис», директор инжиниринговой компании «ИНКОМП-нефть», д.т.н., профессор

МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ роблема механических примесей осложняет не только эксплуатацию насосного оборудования для добычи нефти, но и работу насосов систем ППД. При этом забивается призабойная зона пласта нагнетательных скважин, снижается их приемистость. Для повышения работоспособности ШГНУ можно рекомендовать насосы Б.С. Захарова, в которых реализован оригинальный способ уплотнения посредством набора колец, плотно прилегающих к плунжеру. Данные насосы были оснащены системой подачи затворной жидкости, предотвращающей попадание

Защита глубинного насоса от механических примесей

механических примесей в зону трения. Для систем ППД и некоторых других технологических систем перекачки жидкостей и газов, эксплуатация которых осложнена наличием ферромагнитных частиц, эффективным оказывается применение магнитного коагулирования. Устройства, в которых реализован принцип магнитной коагуляции, внедрены в «Башнефти», «Белкамнефти», «ТатРИТЭК», в Управлении по компримированию газа ТНК-ВР. Еще один комплект недавно был поставлен для терминала системы «Транснефти» на Дальнем Востоке. Сейчас прорабатывается вопрос о возможности поставки аналогичных устройств в «Удмуртнефть». Эксплуатация насоса НСБГ-3,0-1 в НГДУ-1 ОАО «Белкамнефть». Вятская площадь, Арланское месторождение, куст 58, скважина №8430 Общие данные Интервалы перфорации

1362,4–1363,6 м 1375,8–1377,6 м 1384,8–1386,8 м

Эксплуатационная колонна

146 мм

Глубина подвески насоса

1003 м

Скважинное оборудование Насос

НСБГ-3,0-1

Полимерный капиллярный трубопровод

1050 м

НКТ

73 мм

Параметры работы скважины Дебит по жидкости Обводненность

97%

Дебит по нефти

0,7 т/сут.

Динамический уровень Расход затворной жидкости Затворная жидкость Плотность Межремонтный период Начало работы 98 №2/2010

40 м3/сут.

750 м 2 вода 1,17 кг/м3 90 сут. 28.11.2009 г.

инженерная практика Принцип магнитной коагуляции ферромагнитных частиц

ЗАЩИТА ГЛУБИННОГО НАСОСА ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ ООО «ЭКОГермет» под руководством Б.С. Захарова разработал и внедряет штанговый глубинный насос, предназначенный для работы в скважинах с большим выносом механических примесей. В основу конструкции положены уплотнения, поджимаемые к плунжеру посредством отдельных колец на упругом основании. Данные насосы прошли испытания в ряде регионов и показали высокую работоспособность.

Формирование агломерата на магнитной поверхности

Ферромагнитные частицы

Ферромагнитные частицы на магните: без связующего компонента (слева); со связующим компонентом (справа)

Исходный размер частиц ≈ 0,3–0,5 мм Размер агломерата без связующего компонента ≈ 1–1,5 мм Размер агломерата со связующим компонентом ≈ 3–6 мм Ферромагнитные частицы в воде после срыва с магнитной поверхности: без связующего компонента (слева); со связующим компонентом (справа) №

2/2010

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Магнитная установка УМЖ-530 (патент РФ № 69859, 71976)

В свое время Борис Семенович Захаров обратился к нам с предложением дооснастить насос, обеспечив подачу затворной жидкости непосредственно в зазор между цилиндром и плунжером. Насос был изготовлен компанией «ЭЛКАМ-Нефтемаш», все остальное мы укомплектовали нашим оборудованием. Эта система была реализована на основе капиллярного металлополимерного трубопровода и тех капиллярных систем, которые мы выпускаем для подачи различных химических реагентов в скважину. Потребовалось разработать более совершенную конструкцию протекторов,

Схема очистки и подготовки воды

100 №2/2010

защищающих капиллярный трубопровод от повреждения и обеспечивающих их надежное крепление. Армированный полимерный трубопровод проходит параллельно колонне НКТ. Реагент или затворная жидкость подается дозировочной установкой в штанговый глубинный насос, в зазор между плунжером и кольцами (см. «Защита глубинного насоса от механических примесей»). Мы запустили данную установку в «Белкамнефти» на одной из оснащенных ШГН проблемных по пескопроявлению скважин. До этого скважина работала

инженерная практика Состав отложений в компрессоре Компонент Углеводородная составляющая

Содержание, % 58,3

в том числе: парафино-нафтеновые углеводороды

68,7

ароматические углеводороды

16,8

из них: легкие арены

7,5

тяжелые арены

9,3

смолы

асфальтены Осадок

нет 41,7

в том числе: сульфид железа оксид железа Ca, Si, Cr, Ni

30–40 суток, сейчас она работает более 90 суток, и ее эксплуатация продолжается. На очереди оснащение скважин в Казахстане.

32,4 8,3 следы

Коагулятор и фильтры, смонтированные в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

МАГНИТНАЯ КОАГУЛЯЦИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ АНК «Башнефть» поставила перед нами задачу снизить гидроабразивный износ коммуникаций и оборудования системы ППД, защитить нагнетательные скважины от механических примесей. В мехпримесях систем ППД, как правило, преобладают сульфиды и оксиды железа. Размер этих частиц не превышает 10– 15 мкм и, удалять их фильтрованием очень сложно. Решением стала разработка технологии магнитной коагуляции: обрабатываемая жидкость проходит через систему магнитов, на магнитах происходит укрупнение механических примесей, и уже в виде крупных агломератов размером более 100 мкм они срываются и уносятся потоком, далее могут либо отстаиваться, либо фильтроваться (см. «Принцип магнитной коагуляции ферромагнитных частиц»). Данный принцип был реализован более пяти лет назад в ряде устройств, которые были изготовлены для АНК «Башнефть. Проведенные стендовые испытания модели коагулятора со стеклянным корпусом наглядно доказали накопление и укрупнение частиц на магните и, самое главное, их срывание потоком и сохранение укрупненных агломератов в потоке. Добавление в поток небольшого количества связующего компонента (индустриального масла) показало значительное укрупнение агломератов (см. «Формирование агломерата на магнитной поверхности»). Как правило, в воде, которая перекачивается в системе ППД, есть небольшое количество нефти, и нефть в данном случае играет полезную роль как связующий элемент. Причем эта же нефть будет удаляться вместе с агломератами частиц сульфидов и оксидов железа. №

2/2010

101

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Коагулятор и фильтры, смонтированные на промысле «Башнефть-Уфа»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: При использовании ваших коагуляционных устройств возникает проблема утилизации нефтешлама. Как решается этот вопрос? Владимир Шайдаков: «Башнефть» решает эти вопросы без нашего участия. Сейчас для «Удмуртнефти» мы предложили полную технологическую цепочку с установкой для утилизации нефтешлама. Количественно это порядка 100 кг нефтешлама в сутки. Мы предлагаем комплектные установки. Вопрос: Какова периодичность регенерации фильтров тонкой и грубой очистки? В.Ш.: По опыту работы в АНК «Башнефть», от одних до трех суток. Устанавливаются два фильтра, один всегда в работе. А в целом все зависит от тонкости фильтрования, которая нам требуется. Вопрос: А в качестве фильтрующего элемента что используется? В.Ш.: До последнего времени мы использовали обычную сетку. Сейчас уже предлагаем специальные фильтры. Вопрос: Вообще направление использования магнитов при добыче нефти периодически возникает еще с 1970-х годов. Вы прошлый опыт как-то учитываете? В.Ш.: Вопросами магнитной обработки сред в нефтегазодобыче наша компания занимается более 15 лет. Проведен большой комплекс исследований, конструкторских работ. Сотрудниками компании защищены несколько докторских и кандидатских диссертаций, написаны несколько монографий. Наш подход к созданию аппарата магнитной обработки мы начинаем с моделирования условий и проведения стендовых испытаний, на основе которых определяются основные параметры технического решения, режимы работы. И только определив эффективность в стендовых условиях, мы изготавливаем конкретный аппарат. И даже при таком подходе примерно 15% аппаратов не обеспечивают требуемой эффективности. Эту загадку мы пока разгадать не можем. Для предотвращения отложений парафинов в скважине мы поставили нефтяникам более 500 магнитных установок типа УМЖ. Они работают в Башкирии, Татарии, Тюменской области, Оренбуржье. Вопрос: Можно ли использовать метод магнитной коагуляции на добывающих скважинах? В.Ш.: Нет, там технология не будет эффективной. Технология предназначена преимущественно для воды и ферромагнитных частиц. Вопрос: Вопрос по насосу Захарова Б.С.: не маловато ли для удельного расхода затворной жидкости два литра в час? В.Ш.: А зачем много? Это реальные цифры. Насос работает с ноября. 102 №2/2010

В установке, которая была внедрена в «ТНК-ВР», тот же принцип использовался для очистки газа (см. «Магнитная установка УМЖ-530»). В данном случае Управлением по компремированию газа была поставлена задача защиты компрессоров от отложений. В отложениях также преобладали оксиды железа (см. «Состав отложений в компрессоре»). Для того чтобы убрать их, мы как раз применили эту систему, и сейчас данный коагулятор работает на одной из компрессорных станций. Схема очистки и подготовки воды была реализована в «ТатРИТЭКнефти». Здесь также в основе лежал коагулятор. Установка включала в себя отстойник с гидрофобным слоем, коагулятор и фильтр (см. «Схема очистки и подготовки воды»). Таким образом, мы очищали до требуемой кондиции воду для системы ППД (см. «Коагулятор и фильтры, смонтированные в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»). Оценивая эффективность работы коагуляторов, мы определяли содержание механических примесей и нефти в системе по всей цепочке: на выходе из резервуара, после коагулятора до фильтра грубой очистки, после коагулятора на фильтре тонкой очистки и на выходе из БКНС (см. «Эффективность очистки пластовой воды на водоводе дожимной насосной станции «Бузовьязы» «Башнефть-Уфа»). Эффективность вполне очевидна. Причем вместе с мехпримесями из системы ППД также удаляется и остаточная нефть. Анализируя работу внедренной системы, мы также отметили интересный факт: коагуляция наблюдается не только в самом коагуляторе, но также и на участке длиной порядка 100 метров между коагулятором и фильтром, который установлен в БКНС.

инженерная практика Устройство и способ определения количества ферромагнитных частиц в потоке жидкости (патент № 2349900)

То есть даже после коагулятора происходит укрупнение механических примесей и дальнейшее их удаление на фильтре, который стоит в БКНС.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ И СОСТАВА МЕХПРИМЕСЕЙ Еще одна задача, помимо собственно коагуляции мехпримесей, заключалась в определении состава перекачиваемой в системе ППД жидкости, потому что единичные замеры не дают полного ответа. Для решения этой задачи мы разработали и изготовили устройства, которые контролируют количество ферромагнитных частиц — в данном случае сульфидов оксида железа, непосредственно в потоке жидкости. Это байпасные устройства, по которым перекачивается часть жидкости. Жидкость отбирается на разных уровнях. Устройство включает в себя пластины, на которых располагаются постоянные магниты. На этих магнитах и собираются ферромагнитные частицы из потока жидкости. Зная время экспозиции, количество прошедшей через устройство жидкости и оценив массу отложений частиц на магнитах, можно судить о количестве механических примесей, прокаченных по анализируемому трубопроводу. На ряде промыслов мы получили значительное расхождение по количеству механических примесей между средними показателями по стандартным замерам и данными от наших устройств по ферромагнитным частицам нефти. Так, например, мы установили данное устройство на водовод диметром 325 мм. По отчетным данным, концентрация механических примесей составила 25 мг/л, количество нефти 200 мг/л. По данным, полученным с помощью нашего устройства после месяца его экспозиции на трубопроводе, среднее содержание мехпримесей в тот же период составило 2 г/л, а содержание нефти 4 г/л. Таким образом, по водоводу за месяц прошло в пересчете на сухой вес около 140 т механических примесей и 21 т нефти. Все это было закачено в 11 нагнетательных скважин.

Эффективность очистки пластовой воды на водоводе дожимной насосной станции «Бузовьязы» «Башнефть-Уфа»

% %

№

2/2010

103

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

БРОТ Александр Робертович Руководитель группы по винтовым насосам ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент»

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ УШВН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПЕСКОНЕСУЩИХ СКВАЖИН становки винтовых штанговых насосов марки УВНП начали внедряться более 15 лет назад. Основное их назначение — эксплуатация и освоение скважин для добычи нефти и откачка пластовых жидкостей. Установки этого типа предназначены прежде всего для работы на малодебитном и среднедебитном фонде скважин. Установка состоит из поверхностного привода и скважинного оборудования, которое включает в себя погружной насос и якорь, а также колонну лифтовых труб и штанговую колонну (см. «Общий вид УВНП»). Конструкция достаточно простая. В наиболее сложных и агрессивных условиях эксплуатируется только сам насос, состоящий из обоймы и винта. За счет особенностей конструкции УВНП обеспечиваются наиболее эффективные эксплуатационные характеристики системы при работе в скважинах с высокой КВЧ, достигается высокий КПД установок.

Конструктивные особенности систем добычи нефти при помощи УШВН марки УВНП обеспечивают эффективную эксплуатацию скважин, продукция которых содержит большое количество мехпримесей.

Работа погружного винтового насоса объемно-динамического типа характеризуется постоянным движением перекачиваемой жидкости без пульсаций и нарушения сплошности потока. Благодаря этому обеспечивается откачка жидкостей с большим содержанием мехпримесей без шламования насоса при сохранении его напорно-расходных характеристик. Отсутствие клапанов в насосе, в свою очередь, исключает осаждение на них мехпримесей, что повышает надежность работы установок в рассматриваемых условиях. Благодаря характеру взаимодействия рабочих органов насоса (винта и обоймы), сочетания трения с качением винта относительно обоймы, имеющей эластичную рабочую поверхность, износ рабочих органов насоса при откачке мехпримесей оказывается минимальным. Наконец, вращательный характер движения штанг снижает вероятность образования пробок в лифте.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА Указанными конструктивными особенностями определяются также и эксплуатационные преимущества. Постоянное движение восходящего потока жидкости в лифтовой колонне исключает образование пробок за счет осаждения мехпримесей. Равномерная подача погружного винтового насоса обеспечивает постоянство динамического уровня и давления на забое скважины и сохранение продуктивных свойств призабойной зоны. Оперативность изменения параметров работы за счет малой инерционности штанговой колонны при низких частотах вращения позволяет поддерживать оптимальную скорость восходящего потока. И, наконец, высокая энергоэффективность обеспечивается исключением шламования насоса и образования пробок при сохранении напорных характеристик.

КОНСТРУКЦИЯ УСТАНОВОК

Поверхностный привод УВНП 104 №2/2010

Одна из отличительных особенностей конструкции УШВН марки УВНП в сравнении с установками других изготовителей состоит в применении запатентованного многозаходного профиля рабочих поверхностей винто-

инженерная практика Общий вид УВНП

Поверхностный привод Редуктор

Многозаходные профили винтовых насосов УВНП

вого погружного насоса, который позволяет работать с низкими частотами вращения штанговой колонны — от 10 до 200 оборотов в минуту. Штанговая колонна имеет достаточно большую длину (порядка 2000 м) и минимальные затраты мощности, связанные с ее вращением, что определяет максимальный КПД установки в целом. Еще одно отличие заключается в применении запатентованной конструкции поверхностного привода с большим кинематическим отношением. Конструкция привода УВНП предполагает низкий крутящий момент на валу электродвигателя, высокий крутящий момент на выходном валу привода и низкую тяговую нагрузку на клиноременную передачу (см. «Поверхностный привод УВНП»). Привод также отличается большим количеством ступеней клиноременной передачи при минимальном количестве шкивов, чем определяется его малый вес, малые габаритные размеры и высокий КПД. Сам по себе многозаходный профиль обеспечивает более жесткую напорную характеристику при низких частотах вращения винта, увеличенный рабочий объем, а также уменьшенные осевой и радиальный габариты (см. «Многозаходные профили винтовых насосов УВНП»).

ВИНТОВОЙ НАСОС Винтовые насосы рассматриваемой серии отличаются широким диапазоном регулирования подачи в рамках конкретного типоразмера, чем обусловливаются эксплуатационные преимущества как при эксплуатации отдельной скважины, так и при организации движения насосов по разным скважинам за счет взаимозаменяемости (см. «Насос винтовой погружной»). В данном случае речь идет о низкой рабочей частоте вращения штанговой колонны, малых потерях мощности на вращение штанг в жидкости, высокой энергоэффективности, откачке жидкости при минимальном значении глубины погружения под динамический уровень, благодаря отсутствию клапанов и другим конструктивным особенностям, а также о возможности оперативно и достаточно просто регулировать подачу установки. Также данные установки позволяют с наименьшими потерями откачивать пластовую жидкость с высокой

Электродвигатель, взрывозащищенный Узел опорно-уплотнительный

Скважинное оборудование

Колонна вращательная

Колонна лифтовая

Насос винтовой

Устройство якорное

№

2/2010

105

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Стенд для испытания винтовых насосов

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Вопрос: Скажите, у вас только верхний привод? Александр Брот: Пока да. Но сейчас мы ведем работы и по созданию установки с нижним (вентильным) приводом. Вопрос: А невентильный не рассматривали? А.Б.: Невентильный мы рассматривали, но возникают проблемы по стыковке, по крутящим моментам, по надежности электродвигателя, потому что идут большие частоты вращения, порядка 3000 об./мин. Есть вариант ПЭД на 1500 об./мин, но это пока не основной вариант для нас. Сейчас пока остановились на вентильном двигателе. Вопрос: А эластомеры чьи используете? А.Б.: Эластомеры мы используем свои. У нас есть своя лаборатория. Мы в прошлом году приняли программу по развитию этого направления. То есть мы выполняем весь комплекс работ по изготовлению насосов, как винта, так и обоймы. Мы закупаем готовые резины или же делаем рецептурные смеси уже непосредственно у себя и подбираем под конкретные условия. Вопрос: На какие температуры рассчитаны эластомеры? А.Б.: Стандартная рабочая пара рассчитана на температуру рабочей жидкости до 80°С. Но существуют модификации с температуростойкими резинами — до 160°С. Вопрос: Какова максимальная КВЧ, допустимая для этого УШВН? А.Б.: Вообще мы исходим из того, что для винтовых насосов в разумных пределах таких ограничений нет. Есть опыт эксплуатации при КВЧ порядка 20–30 г/л. Был также опыт освоения скважин после бурения с глинистыми растворами. Вопрос: Для ремонта поднятого УШВН нужно доставлять его вам на базу? Реплика: Очень хороший вопрос вы затронули. На самом деле должно быть сервисное обслуживание потом. У вас должен быть стенд, для того чтобы определять напорные характеристики, тот же дебит подаваемый. Без сервиса установки становятся одноразовыми. Похоже, для вас это начало работы. Если будут большие объемы поставок, вы, естественно, будете организовывать ремонт, предлагать, по крайней мере. Правильно? Реплика: Винтовой насос — это целая философия, по сути дела. Это база должна быть. А.Б.: Мы свое предприятие позиционируем не только в качестве изготовителя и продавца оборудования. Мы позиционируем себя, во-первых, как разработчика этого оборудования, потом как изготовителя и потом как сервисанта. То есть мы можем оказать заказчику любой спектр услуг. И, кстати, работа у нас с заказчиком начинается с опросных листов. То есть мы вместе с заказчиком можем подобрать оптимальный типоразмер под те или иные условия работы. И, соответственно, конечно, мы можем выбрать тот уровень обслуживания, который интересен заказчику. Иными словами, если это какие-то разовые, небольшие поставки насосов, конечно, это лучше всего делать на нашем предприятии. Если уже будет вставать вопрос о более или менее серьезных работах, то мы можем это либо совместно организовать с участием заказчика, либо сами. У нас базы обслуживания есть в России: в Нижневартовске и в Оренбургской области, но они по ВЗД. На их базе организовать и обслуживание винтовых насосов не составит большого труда. Теперь по поводу того, насколько это все затратно. Преимущество винтового насоса, я считаю, состоит и в том, что он как раз укладывается в рамки западной философии. То есть оборудование работает, а потом, вы, не неся больших эксплуатационных затрат на содержание различного рода ремонтных служб, его просто выкидываете и ставите новый насос. Он должен прорабатывать определенный МРП, который оправдывал бы отсутствие ремонтов. Данные насосы позволяют это делать. И наработки, которые нами достигнуты (до трех лет), я считаю, могут дать заказчику возможность просто менять оборудование. 106 №2/2010

вязкостью, большим газовым фактором и значительным содержанием мехпримесей. Благодаря особенностям работы самого погружного насоса, создается постоянная депрессия на пласт за счет самовсасывающей способности. УВНП обеспечивают максимальную рентабельность при эксплуатации малодебитных и осложненных скважин за счет минимальной энергоемкости, низких капитальных и эксплуатационных затрат. Эти системы позволяют повысить отбор нефти из скважин путем их перевода из периодического режима работы на постоянный на основе применения экономически оправданного типоразмера, соответствующего параметрам работы скважины. УВНП легко сочетаются с интеллектуальной системой управления работой скважин. Особенности конструкции и кинематики обеспечивают высокую эффективность при эксплуатации в скважинах, в которых применение других способов невозможно. Все насосы проходят испытания по напорно-расходной характеристике перед отгрузкой заказчикам (см. «Стенд для испытания винтовых насосов»). В настоящий момент мы поставляем насосы с напором до 2000 м. Подача для разных типоразмеров может варьироваться от 1 до 300 м3/сут. (см. «Общие характеристики УВНП»). При этом предельная подача — 340 м3/сут. возможна только для небольших глубин (порядка 600 м).

Общие характеристики УВНП Напор

до 2000 м

Подача

от 1 до 340 м3/сут.

Мощность привода

от 2 от 60 кВт

Вязкость жидкости

До 10 000 мПа*с

Содержание мехпримесей

2,5 и более г/л

Газосодержание

60% и более

Рабочий диапазон частоты вращения винта и штанговой колонны

от 10 от 280 об/мин

Масса поверхностного привода

350–600 кг

Набор кривизны, на 10 метров

1°

инженерная практика

КУЗЬМИЧЕВ Николай Петрович Директор ООО «Нефть XXI век»

КРАТКОВРЕМЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН — ЭФФЕКТИВНЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ ВЫНОСОМ МЕХПРИМЕСЕЙ

ынос мехпримесей (высокая КВЧ) на сегодняшний день является одной из основных причин снижения МРП практически во всех нефтяных компаниях России. Особенно остро данная проблема стоит в компаниях, широко практикующих интенсификацию добычи нефти и ГРП. На практике доказано, что с помощью КЭС можно эффективно эксплуатировать скважины не только с высокой концентрацией взвешенных частиц КВЧ, но и с высокой температурой, с высоким газовым фактором, с нестабильным притоком, с отложением солей, с образованием вязких водонефтяных эмульсий (ВНЭ).

Способы борьбы с мехпримесями» можно разделить на две большие группы: первая группа — недопущение выноса мехпримесей из пласта и/или их попадания в нефтедобывающее оборудование; вторая группа — «добыча» песка вместе с нефтью и исключение или ослабление негативного воздействия мехпримесей на нефтедобывающее оборудование. Увеличение выноса мехпримесей приводит к следующим проблемам в эксплуатации УЭЦН: • засорению проточных частей рабочих органов ЭЦН; • ускоренному абразивному износу узлов трения ЭЦН; • заклиниванию ЭЦН при пуске; • оседанию мехпримесей в нижней части колонны НКТ при остановках УЭЦН; • негерметичности обратного клапана (ОК) УЭЦН. Все отмеченные проблемы как с технической, так и с экономической точки зрения эффективно решаются с помощью кратковременной эксплуатации скважин (КЭС). Продолжительность откачки жидкости из скважины при КЭС составляет в среднем 5–10 минут, накопления — 0,5–1 час. Забойное давление (депрессия) меняется незначительно (2–5 атм.). Поэтому гидродинамические процессы в пласте и стволе скважины от забоя до приема насоса практически не отличаются

от процессов при непрерывной эксплуатации скважин, т.е. КЭС — квазинепрерывный способ эксплуатации скважин. Для КЭС используют высокопроизводительные УЭЦН (Q ≥ 80 м3/сут.), станции управления (СУ) с преобразователями частоты (ПЧ) и, как правило, системы погружной телеметрии (ТМС). Применяется КЭС на малодебитных и среднедебитных скважинах (Q0 = 5-80 м3/сут.). Рассмотрим методы борьбы с отмеченными проблемами на скважинах с высокой КВЧ с помощью КЭС.

ЗАСОРЕНИЕ ЭЦН Наиболее подвержены засорению мехпримесями ЭЦН малой и средней производительности (Q ≤ 80 м3/сут.) ввиду небольшой высоты каналов проточной части рабочих органов (2,5-4 мм). При КЭС используется только высокопроизводительные ЭЦН (Q ≥ 80 м3/сут.) с большей высотой каналов проточной части рабочих органов (5-8 мм). Поэтому засорение ЭЦН мехпримесями при КЭС встречается довольно редко (см. «Проточные части ЭЦН различной производительности»).

Проточные части ЭЦН различной производительности ЭЦН5-45 ЭЦН5-125

№

2/2010

107

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Продолжительность включения при КЭС

Выбор режима работы ЭЦН при КЭС КПД

КПД

АБРАЗИВНЫЙ ИЗНОС ЭЦН При КЭС, в отличие от непрерывной эксплуатации скважин, время работы оборудования, а следовательно и его износа, составляет лишь часть от общего времени эксплуатации скважины. Степень увеличения МРП при переводе с непрерывной эксплуатации скважины на КЭС в условиях абразивного износа характеризует продолжительность включения (ГОСТ 28173-89 п. 2.12). Продолжительность включения оборудования при КЭС составляет 20-30% от общего времени эксплуатации скважин (см. «Продолжительность включения при КЭС»). За счет этого насос изнашивается в 3–5 раз медленнее. Благодаря разделению способов регулирования давления (изменением частоты) и производительности (изменением продолжительности откачки и накопления) УЭЦН, при КЭС всегда можно установить любой требуемый режим работы насоса. На скважинах с высокой КВЧ необходимо выбирать режим работы ЭЦН с меньшими осевыми усилиями (см. «Выбор режима работы ЭЦН при КЭС»). В результате удается сократить скорость износа рабочих органов в 1,5–2 раза. При непрерывной эксплуатации скважин даже при наличии СУ с ПЧ установить любой требуемый режим работы ЭЦН невозможно. Благодаря синергетическому эффекту от действия обоих указанных факторов, скорость абразивного износа ЭЦН замедляется в 5-10 раз. Соответствующим образом увеличивается МРП. Причем значительное увеличение МРП удается получить даже при использовании недорогого оборудования первой группы.

ЗАКЛИНИВАНИЕ ЭЦН На скважинах с высокой КВЧ часто наблюдаются осложнения при пусках УЭЦН: повышенное содержание мехпримесей приводит к заклиниванию насоса. При КЭС обязательно использование станций управления с частотно регулируемым приводом (СУ с ПЧ). Обычно в них реализованы три алгоритма расклинивания: толчковый, с раскачкой, с синхронизацией. Грамотная настройка кривой разгона в СУ с ПЧ дает воз108 №2/2010

можность увеличить пусковой момент ПЭД до 70 %. А умелый выбор частоты пуска позволяет увеличить пусковой момент ПЭД до критического, т.е. в 2–2,5 раза (см. «Увеличение пускового момента при КЭС»). Увеличение скорости вращения ЭЦН (рабочей частоты ПЭД) и квадратичная зависимость от нее давления насоса позволяют сократить количество ступеней, а следовательно и требуемый пусковой момент в 1,5–2 раза. В результате соотношение момента, развиваемого приводом, и момента, требуемого для пуска насоса, при КЭС в 4–5 раз лучше, чем при непрерывной эксплуатации скважин с СУ без ПЧ. Все это позволяет успешно решать проблему осложненных пусков на скважинах с высокой КВЧ.

ОСЕДАНИЕ МЕХПРИМЕСЕЙ В НКТ ПРИ ОСТАНОВКАХ УЭЦН В цикле накопления жидкости скважина при КЭС выполняет функции естественного сепаратора. За счет гравитационного разделения нефть скапливается в верхней части столба жидкости над приемом насоса, вода — в нижней (см. «Естественная сепарация жидкостей при КЭС»). Образуется четкий водонефтяной раздел (ВНР). Вследствие того, что при КЭС производительность УЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины, большая часть жидкости откачивается из межтрубного пространства над приемом насоса, где она сепарирована. И лишь незначительная часть несепарированной жидкости поступает в насос с забоя скважины. Поэтому при откачке жидкости из скважины вначале откачивается высокообводненная, а затем — низкообводненная продукция. В колонне НКТ формируется слоистая структура из воды и нефти. Она чаще всего сохраняется до устья скважины, что доказано в ходе промысловых испытаний. Наличие слоистой структуры жидкости в НКТ значительно замедляет скорость оседания мехпримесей. Засорения ОК УЭЦН при КЭС не наблюдалось даже при длительных простоях и наличии проппанта в откачиваемой жидкости.

инженерная практика Увеличение пускового момента при КЭС

НЕГЕРМЕТИЧНОСТЬ ОК УЭЦН В случае негерметичности ОК КЭС становится невозможной. Поэтому выбору типа ОК, его производителя и компоновки УЭЦН при КЭС необходимо уделять самое пристальное внимание. В условиях повышенного выноса мехпримесей целесообразно выбирать шариковые ОК, а не тарельчатые. Надежные и недорогие шариковые ОК из металлокерамики или твердых сплавов выпускают отечественные производители. Включение в компоновку УЭЦН двух ОК по цене около 5 тыс. рублей каждый не вызывает никаких возражений. При повышенном выносе мехпримесей целесообразно устанавливать два ОК не только при КЭС, но и при непрерывной эксплуатации скважин. Использование двух ОК не исключает проведения их тщательного контроля на специальных стендах БПО ЭПУ перед отправкой на скважины. Отмеченные выше достоинства КЭС при эксплуатации скважин, осложненных повышенным выносом мехпримесей, подтверждены на практике. Наиболее впечатляющий результат получен на скважине № 296 Тананыкского месторождения ОАО «Оренбургнефть» (см. фото), относившейся к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). КВЧ на ней в зависимости от режима эксплуатации составляла 400–600 мг/л. МРП на данной скважине с помощью КЭС удалось увеличить с 45 до 832 суток, т.е. в 18,5 раз. Следует отметить, что эксплуатация скважины № 296 была осложнена комбинированным воздействием нескольких осложняющих факторов, в том числе образованием вязкой водонефтяной эмульсии (ВНЭ). Поэтому столь значительное увеличение МРП на данной скважине удалось получить благодаря уникальной особенности КЭС: возможности ослабить или полностью исключить отрицательные проявления практически всех осложняющих эксплуатацию скважин факторов. Известные методы борьбы с осложняющими эксплуатацию скважин факторами, как правило, ориентированы на ослабление отрицательных последствий

воздействия какого-либо одного осложняющего фактора. Часто ослабление проявления одного осложняющего фактора сопровождается усилением проявления другого. Поэтому на скважинах с комбинированным воздействием нескольких осложняющих факторов не удается получить значительного увеличения МРП. В отличие от применяемых в настоящее время способов борьбы с осложняющими факторами, КЭС способна успешно решать проблемы на скважинах с несколькими осложняющими факторами. Резюмируя все сказанное выше, можно сделать вывод, что на малодебитных и среднедебитных скважинах КЭС является лучшим способом борьбы не только с повышенным выносом мехпримесей, но и с комбинированным воздействием нескольких осложняющих эксплуатацию скважин факторов одновременно.

Естественная сепарация жидкостей при КЭС

№

2/2010

109

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Скважина № 296 Тананыкского месторождения ОАО «Оренбургнефть»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Реплика: Если используем «частотник», то возникает проблема, связанная с влиянием вредных гармоник. Николай Кузьмичев: Эти проблемы уже решены. Сейчас практически все станции управления с преобразователями частоты используют выходные синус-фильтры в обязательном порядке. Часто их встраивают непосредственно в станции управления, и они представляют единый конструктив. Больше того, сейчас у всех ведущих производителей, выпускающих станции управления с частотными преобразователями, появились входные активные фильтры от проникновения гармоник в питающую сеть. Другое дело, сколько это стоит. Ведущий. Стоит, да ... Сопоставимо по стоимости с «частотником». Разработки есть. Вопрос: Покажите слайд про осевую нагрузку. Там, где написано, что удается замедлить скорость износа в 1,5–2 раза. Это проверено на практике? Н.К.: Проверено на практике, получено увеличение МРП в 18,5 раз. Вопрос: А сколько всего скважин? Н.К.: Промысловые испытания проводились на 20-30 скважинах. Задачи были разные, были различные осложнения. Вопрос: Хотелось бы уточнить: какие это материалы? Н.К.: От материалов не зависит. Относительное замедление скорости износа при КЭС по сравнению с непрерывной эксплуатацией будет одинаковым при разных материалах. Замедление абразивного износа зависит от продолжительности включения оборудования при КЭС. Чем она меньше, тем медленнее идет износ. Вопрос: Все-таки мехпримеси оседают или нет при кратковременной эксплуатации? Скорость потока меняем неоднократно. Как контролировать такую скорость? Н.К.: Давайте определимся, о каких скоростях мы говорим. Скорости потока где — в НКТ или в насосе от приема до обратного клапана? Вопрос: Скажем так: от обратного клапана до приема насоса. Оседают мехпримеси? Н.К.: Оседают. Вопрос: Нет никаких заклиниваний? Н.К.: Нет. Вопрос: Следующий вопрос: зачем вам «частотник», если вы работаете всего 10 минут? «Вогнать» в рабочую точку? Реплика: Плавный пуск. Реплика: Для плавного пуска достаточно фазового регулятора. Н.К.: УЭЦН, о которой я говорил в докладе, за 2,5 года выдержала 27 тыс. пусков. Это и есть первый результат применения ПЧ: плавный пуск. Второе: удается разделить способы регулирования давления и производительности установки и за счет регулируемого давления можно задать требуемый режим работы ЭЦН. Рабочую точку на напорно-расходной характеристике я могу, по своему усмотрению, переместить, куда захочу. И корректировать могу в про110 №2/2010

цессе эксплуатации. При непрерывной эксплуатации этого сделать невозможно: куда попал, туда попал. Вопрос: Как меняется ресурс кабеля? Н.К.: С кабелем вообще интересная штука. Тут масса плюсов. Как известно, кабель не дотягивает по ресурсу до остальных элементов УЭЦН. Почему? Во-первых, кабель соприкасается с НКТ и с насосом. Насос, особенно верхняя его часть, и нижняя часть НКТ — это самое горячее место установки при непрерывной эксплуатации. Во-вторых, водонефтяной раздел при непрерывной эксплуатации всегда опускается до приема насоса, т.е. кабель всегда находится в нефти. Теплопроводность нефти в четыре раза хуже, чем у воды. Причем эта нефть неподвижна. То есть кабель греется сам, из-за того что ток течет, его греет насос, и теплоотвод плохой. При кратковременной эксплуатации насос за время работы не успевает нагреться до максимальной температуры, кабель постоянно омывается жидкостью и большую часть времени находится в воде, которая обладает хорошей теплопроводностью и теплоемкостью. Поэтому тепловой режим работы кабеля несопоставим с непрерывной эксплуатацией и он будет работать гораздо надежнее. Вопрос: Плавный пуск не пробовали? Н.К.: Нет. У плавного пуска при определенных плюсах есть большой минус: снижается пусковой момент, в отличие от частотного преобразователя. Если пуск не осложненный, то использовать блоки мягкого пуска при КЭС, в принципе, можно. Но тогда мы теряем массу достоинств, присущих КЭС, благодаря наличию частотного преобразователя. В частности тех, которые позволяют реализовать концепцию «интеллектуальное месторождение». МРП снизится. Поэтому затраты на преобразователь частоты оправданы. Вопрос: Что будет в случае замерзания клапана на устьевой арматуре? Н.К.: Случаев замерзания устьевой арматуры при КЭС отмечено не было. Я долго сам себе не мог объяснить почему. Устьевая арматура — это самая верхняя точка продуктопровода на скважине. Поэтому при остановке там скапливается газ, который «выдавливает» жидкость в НКТ и трубопровод. Для теплоизоляции арматуры можно использовать теплоизоляционные краски, например, отечественную «Изоллат». Три слоя этой краски толщиной 1,2 мм обеспечивают такую же теплоизоляцию, как слой минеральной ваты толщиной 6–8 см. Стоит она в 1,5 раза дороже обычной краски. Вопрос: В указанном режиме эксплуатации мы будем «выталкивать» чисто газожидкостную смесь. Мехпримеси за час осядут на обратном клапане. Через несколько суток колонна НКТ будет забита мехпримесями, да? Н.К.: Мы не касались проблем эксплуатации скважин с высоким газовым фактором. При кратковременной эксплуатации мы не заставляем насос качать газ, он для этого не предназначен. При накоплении газ эвакуируется по затрубу через обратный клапан на устьевой арматуре. То есть газ проходит, минуя насос. Насос откачивает дегазированную жидкость. В докладе я говорил о слоистой структуре жидкости в НКТ. Она препятствует осаждению мехпримесей. Кроме того, ничто не мешает нам по мере необходимости переводить установку в технологический режим с такой продолжительностью откачки, при которой объем НКТ обновляется за один цикл. Тогда все мехпримеси из НКТ вынесет на поверхность.

инженерная практика

ИВАНОВ Сергей Федорович Заместитель коммерческого директора ООО «Ижнефтепласт»

МЕРКУШЕВ Юрий Михайлович Генеральный директор ООО «Ижнефтепласт»

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НИЗКОАДГЕЗИОННЫХ ЭЦН НА ФОНДЕ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ НЕАБРАЗИВНЫМИ МЕХПРИМЕСЯМИ

Анализ причин отказов УЭЦН на месторождениях компании «Самаранефтегаз» в 2007–2009 годах пока-

Основные причины отказов УЭЦН с наработкой до 180 сут. в ОАО «Самаранефтегаз» за период 2007–2009 гг. 200

150

100

170 106

12 Брак подгот. скв. ТКРС

№

Орг. прич. ТКРС

Орг. причины и брак экспл. ЦДНГ

Селеотложение

Засор. мехприм.

Коррозия УЭНЦ

Мех. повреж. каб. ТКРС

Парафиноотлож.

Необеспеч. приток.

При отборе пластовой жидкости, помимо выноса абразивных мехпримесей, существует не менее острая проблема выноса неабразивных мехпримесей, таких как выпавшие в осадок соли до входа в ЭЦН, АСПО, парафины, глины, продукты коррозии и т.д., которые приводят к преждевременным отказам ЭЦН по

ОТКАЗЫ УЭЦН В ОАО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

Негермитичность лифта

причине засорения проточных каналов рабочих органов насоса. Степень влияния данного осложняющего фактора на продолжительность бесперебойной работы оборудования определяется в первую очередь адгезионными свойствами поверхностей рабочих органов ЭЦН, которые в свою очередь определяются их чистотой, шероховатостью и коррозионной стойкостью. Для решения этих проблем в настоящее время появились новые конструкции ЭЦН с новыми материалами рабочих колес, направляющих аппаратов и подшипников. При этом среди эффективных методов увеличения МРП работы оборудования при преобладающем виде мехпримесей неабразивного характера, таких как глины, гипсы, АСПО особое место занимает применение в насосах ЭЦН рабочих органов из полимерных композиционных материалов.

Отсутствие необходимого оборудования

дним из основных видов осложнений при эксплуатации ЭЦН остается вынос твердых частиц, вызывающих абразивный и в ряде случаев коррозионномеханический износ рабочих органов. В настоящее время основным критерием выбора конструкции насоса служит уровень КВЧ, указанный во многих существующих технических требованиях к ЭЦН. Вместе с тем, показатель КВЧ не несет информацию, необходимую для выбора конструкции и износостойкости насоса, так как не содержит сведения о процентном содержании частиц твердых минералов (кварца и плагиоклаза) и степени окатанности их зерен. Между тем, именно эти показатели имеют решающее значение при определении скорости износа оборудования и, следовательно, МРП. Как показывает опыт ОАО «Самаранефтегаз», изучение состава выносимых твердых частиц позволяет качественно поднять уровень оценки влияния фактора выноса абразивных частиц на работу ЭЦН, что невозможно сделать только по информации о КВЧ. Результаты данных исследований дают возможность оптимизировать процесс выбора износоустойчивости оборудования, то есть оптимизировать затраты на его приобретение и эксплуатацию. В частности такой подход позволил существенно поднять МРП на осложненном неабразивными мехпримесями фонде благодаря правильному подбору типа оборудования — низкоадгезионных насосов ЭЦН производства ООО «Ижнефтепласт».

2/2010

111

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Осложненный механическими примесями фонд скважин ОАО «Самаранефтегаз» Всего скважин с КВЧ >100 мг/л 776 скв.

УЭЦН – 725 скв. (ЧРФ – 23 скв.)

УШГН – 51 скв.

Вынос абразива – 94 скв.

Вынос неабразива – 631 скв.

Комбинированные примеси – 38 скв.

Вынос абразива – 34 скв.

Вынос неабразива – 17 скв.

Осложнение: износ рабочих органов; клины

Осложнение: засорение проточной части; срыв подачи; перегрев удлинителя

Осложнение: засорение проточной части; срыв подачи; износ рабочих органов

Осложнение: износ рабочих органов; клины

Осложнение: засорение проточной части; срыв подачи

зал, что одной из основных причин преждевременных отказов насосов было засорение мехпримесями. Причем, в первую очередь засорению подвергались проточные каналы рабочих органов (см. «Основные причины отказов УЭЦН с наработкой до 180 сут. в ОАО «Самаранефтегаз» за период 2007–2009 гг.»). Из 725 скважин «Самаранефтегаза» с КВЧ выше 100 мг/л (из которых 23 скважины относятся к ЧРФ) выносом абразива осложнены 94 скважины. На 631 скважине происходит засорение неабразивными мехпримесями, что приводит к срыву подачи, перегреву

Средний состав выносимых на поверхность твердых частиц Углистое вещество

АНАЛИЗ СОСТАВА МЕХПРИМЕСЕЙ

Слюда 1,6%

Карбонад

Кварц

Гидроокислы железа 4,7%

4,4%

30,4%

52,1%

5,7%

Калишпат 0,4 %

112 №2/2010

Плагиоклаз

удлинителя. Еще в 38 скважинах наблюдается комбинация факторов: помимо мехпримесей, здесь присутствуют и такие осложнения, как солеотложения, коррозия, АСПО (см. «Осложненный механическими примесями фонд скважин ОАО «Самаранефтегаз»). Как мы видим, наибольшее количество скважин содержит неабразивные мехпримеси: 631 из 725 скважин, или 87% по осложненному мехпримесями фонду УЭЦН. Поэтому основная проблема при эксплуатации — вынос механических примесей неабразивного характера, которые вызывают засорение проточной части ЭЦН и ШГН.

Обломки пород 0,8 %

В 2009 году к изучению состава мехпримесей и отложений в скважинах «Самаранефтегаза» подключился Самарский государственный технический университет (СамГТУ). Проведенная университетом работа подтвердила, что в целом исследованные отложения подразделяются на два класса: солевые образования и собственно мехпримеси. Агрессивность отложений ориентировочно оценивали по наличию и содержанию минералов с твердостью 6 и выше. Проведенный анализ показал, что существуют значительные разтличия в агрессивности и количестве выносимых твердых частиц по пластам. Так, элементный анализ выявил наличие натрия, магния, кремния, алюминия, что может указывать на микропримеси алюмосиликатов — глинистых минералов и полевых шпатов, гипса, кальцита. Анализируя результаты исследований, можно сделать вывод, что в пробах, взятых непосредственно из УЭЦН, засорившихся мехпримесями, преобладают минералы, твердость которых не превышает 6 баллов по шкале Мооса, т.е. преобладают неабразивные мехпримеси (см. «Средний состав выносимых на поверхность твердых частиц»).

инженерная практика Динамика отказов УЭЦН по причине засорения мехпримесями 50

30 39

0 1 полуг. 2007 г.

2 полуг. 2007 г.

1 полуг. 2008 г.

2 полуг. 2008 г.

1 полуг. 2009 г.

2 полуг. 2009 г.

Работа с часто ремонтируемым фондом УЭЦН 60

Декабрь 2009

Ноябрь 2009

Октябрь 2009

Сентябрь 2009

Август 2009

Июль 2009

Июнь 2009

Май 2009

Апрель 2009

Март 2009

Февраль 2009

Январь 2009

Декабрь 2008

Ноябрь 2008

Октябрь 2008

Август 2008

Июль 2008

Июнь 2008

Май 2008

Апрель 2008

Март 2008

Февраль 2008

Январь 2008

Декабрь 2007

Ноябрь 2007

Сентябрь 2008

3 отказа 4 отказа 5 отказов 6 отказов Всего

№

2/2010

113

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ Реплика: Вы буквально отталкиваетесь от абразивов, а задача у вас другая: вы должны сделать колесо такое, чтобы оно было стойкое и к абразивам. Сергей Иванов: Да, мы такие задачи, конечно, перед собой ставим. У нас есть комбинированный вариант исполнения рабочего колеса с закладной металлической ступицей из нирезиста, либо коррозионностойкого металлопорошка. Такая конструкция позволяет соединить в себе положительные свойства двух видов материалов: низкую адгезию полимеров и стойкость к износу металлов. Но у этой конструкции есть недостаток — относительно высокая цена, сравнимая с ценой нирезиста, вследствие чего оно пока не нашло широкого распространения. Мы сейчас работаем над совершенствованием технологии, чтобы снизить цену. Также продолжаем поиски новых композиционных материалов, пытаемся найти такую композицию, которая бы объединила в себе термостойкость и механическую прочность материала ЖКП с износоустойчивостью полиамида.

ПРИМЕНЕНИЕ НИЗКОАДГЕЗИОННЫХ СТУПЕНЕЙ Начиная с первого полугодия 2007 года для уменьшения влияния данного фактора в «Самаранефтегазе» стали применяться низкоадгезионные ЭЦН производства ООО «Ижнефтепласт» с рабочими органами комбинированной конструкции, имеющими полимерную проточную часть. Статистика показывает, что применение данных ЭЦН на конец второго полугодия 2009 года привело к уменьшению отказов УЭЦН по причине за-

сорения проточных каналов неабразивными мехпримесями в 2,9 раза (см. «Динамика отказов УЭЦН по причине засорения мехпримесями»). На ряде скважин был зафиксирован значительный прирост МРП за счет применения низкоадгезионных УЭЦН (см. «Примеры увеличения МРП по скважинам с УЭЦН (ЖКП), находящихся в эксплуатации»). Также удалось значительно сократить фонд часто ремонтируемых скважин (см. «Работа с часто ремонтируемым фондом УЭЦН»).

Примеры увеличения МРП по скважинам с УЭЦН (ЖКП), находящимся в эксплуатации Данные до ЖКП

Эффект от внедрения ЖКП

ЖКП

№ ЦДНГ

№ скважины

Месторождения

МРП

Причина отказа

Запуск

ЭЦН

Дата отказа

МРП

104

Баpин-Лебяжинское

38,00

Влияние мехпримесей

01.04.2006

5-60-2000

В работе

1047

1009

Винно-Банновское

Влияние мехпримесей

14.05.2007

5-50-2400

В работе

639

628

Верхне-Ветлянское

Влияние мехпримесей

28.10.2007

5-200-1750

В работе

472

469

Дерюжевское

116

Влияние мехпримесей

12.10.2007

5-50-1700

В работе

487

371

505

Кудиновское

Влияние мехпримесей

22.03.2008

5-50-2500

В работе

326

315

214

Ветлянское

Парафиноотложение

16.03.2008

5-80-2100

В работе

331

300

Гpековское

Влияние мехпримесей

17.04.2008

5-80-2000

В работе

300

267

607

Алакаевский

154

Солеотложение

27.12.2007

5-30-2550

В работе

412

258

137

Верхне-Ветлянское

116

Влияние мехпримесей

27.02.2008

5-45-2200

В работе

349

233

Утевское

Влияние мехпримесей

27.06.2008

5-30-1850

В работе

229

172

Субботинское

Влияние мехпримесей

29.08.2008

5-30-2350

В работе

166

165

107

Сологаевское

164

Влияние мехпримесей

10.04.2008

5-200-1450

В работе

307

143

302

Дмитриевское

122

Солеотложение

26.05.2008

5-125-2400

В работе

261

139

100

Маланинское

Парафиноотложение

31.07.2008

5-45-1700

В работе

194

118

300

Ново-Запрудненское

АСПО

18.08.2008

5-50-2500

В работе

176

Богатыревское

Влияние мехпримесей

03.11.2008

5-80-2400

В работе

Алексеевское

Влияние мехпримесей

28.11.2008

5-80-2450

В работе

114 №2/2010

инженерная практика

ШАКУРОВ Альберт Рустамович Заместитель генерального директора ООО «РосПромСервис»

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН. СКВАЖИННЫЕ ФИЛЬТРЫ PPS, PMC, PPK роблема эксплуатации погружного оборудования с большим выносом песка осложняется тем, что борьбу с этим фактором начинают вести на поздней стадии эксплуатации скважин, когда призабойная зона уже сильно дренирована и наблюдаются частые пробкообразования. В то же время проведение работ по укреплению призабойной зоны на этапе закачивания скважин после бурения дает самые лучшие результаты. В практике заканчивания скважин применяются фильтры различных конструкций. Далее речь пойдет о фильтрах трех различных типов: точном штампованном щелевом фильтре PPS (Precise Punched Slot); точном микропоровом многослойном фильтре РМС (Precise Micropore Composite); штампованном щелевом фильтре с гравием PPK (см. «Скважинные противопесочные фильтры нового поколения»).

Противопесочные фильтры применяются в качестве хвостовика в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах, а также в боковых стволах и вертикальных скважинах с открытым забоем в интервалах перфорации. Фильтры также можно устанавливать на приеме насоса.

ТОЧНЫЙ ШТАМПОВАННЫЙ ЩЕЛЕВОЙ ФИЛЬТР PPS Фильтр представляет собой базовую обсадную трубу стандарта API c наваренной фильтрационной рубашкой (см. «Особенность строения фильтра PPS»). Именно эта защитная рубашка запатентован-

Особенность строения фильтра PPS

Геометрия щелей защитной рубашки

Фильтрационная рубашка Кольцо крепления Базовая труба

Скважинные противопесочные фильтры нового поколения Точный штампованный щелевой фильтр PPS

Точный микропоровый многослойный фильтр РМС

Штампованный щелевой фильтр с гравием PPK

№

2/2010

115

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Фильтрационная сетка

Противозакупорочный механизм фильтра PPS

– Фильтр с проволочной обмоткой; – Колонна - хвостовик с щелевидными отверстиями Базовая труба

– Фильтр PPS

Базовая труба

Безопасный спуск фильтра PPS в горизонтальный участок скважины

ной конструкции и определяет уникальность фильтра (см. «Геометрия щелей защитной рубашки»). Рубашка изготавливается из нержавеющей стали со штампованными щелями. Ширина прорези варьируется в пределах 0,2–1,0 мм при точности изготовления ширины щели ±0,03 мм. Пластовая жидкость свободно проходит через перпендикулярные прямоугольные прорези, и фильтр может достаточно долгое время находиться в скважине, не забиваясь и не закупориваясь (см. «Противозакупорочный механизм фильтра PPS»). Щели проштампованы внутрь, и направляющие щелей идут параллельно движению пуска, тем самым минимизируя влияние возможных дефектов ствола при

Технические параметры фильтра РPS Технические параметры Внешний диаметр базовой трубы, мм

Размеры PPS 101,6 (4")

Длина фильтра, м

114,3 (4–1/2")

139,7 (5–1/2")

177,8 (7")

4,8–6 или 9,4–12 (состоит из 2-х фильтрационных частей)

Длина фильтрующей части, м

до 5,5

Количество отверстий в базовой трубе, шт./м

60–250

Диаметр отверстий в трубе, мм Количество щелей во внешней защитной рубашке, шт./м

168,3 (6–5/8")

6, 8, 9, 10 3888

4316

5244

6244

6600

Масса фильтра, кг/м

19,77

27,62

35,46

43,82

47,38

Площадь проходного сечения, cм2/м

272,16

302,12

367,08

437,08

462

168,3 (6–5/8")

177,8 (7")

Технические параметры фильтра РМC Технические параметры Внешний диаметр базовой трубы, мм

Размеры PMC 101,6 (4")

Длина фильтра, м

114,3 (4–1/2")

139,7 (5–1/2")

4,8–6 или 9,4–12 (состоит из 2-х фильтрационных частей)

Длина фильтрующей части, м

до 5,5

Количество отверстий в базовой трубе, шт./м

60–250

Диаметр отверстий в трубе, мм

6, 8, 9, 10

Количество щелей во внешней защитной рубашке, шт./м

4316

4744

5672

6778

6992

Масса фильтра, кг/м

22,43

28,13

42,52

48,26

52,67

Площадь проходного сечения, cм2/м

863,2

948,8

1134,4

1355,6

1398,4

116 №2/2010

инженерная практика Особенности строения фильтра РМС

Особенности строения фильтра РМС

Кольцо крепления

Сетка сложного плетения

Базовая труба

Дисперсионный слой

Фильтрационные слои (4 слоя)

Базовая труба

Внешняя защитная рубашка

Сетка сложного плетения Дисперсионный слой Внутренняя защитная рубашка

пуске и защищая фильтрующие элементы (см. «Безопасный спуск фильтра PPS в горизонтальный участок скважины»). Преимущества фильтра PPS — антикоррозийная стойкость, высокая прочность на сжатие, высокая прочность на разрыв, максимальная рабочая площадь, высокая противопесочная защита. Фильтры изготавливаются индивидуально для каждой скважины, их можно сделать любой длины (вплоть до стандартной длины обсадной трубы 11 м) и выбрать оптимальное количество отверстий в трубе, диаметр этих отверстий и количество щелей в защитной рубашке (см. «Технические параметры фильтра РPS»).

ТОЧЕЧНЫЙ МИКРОПОРОВЫЙ МНОГОСЛОЙНЫЙ ФИЛЬТР РМС В качестве основы этого универсального фильтра используется перфорированная базовая труба, на которую навариваются два фильтрующих и два дренажных слоя (см. «Особенности строения фильтра РМС»). Последовательность следующая: перфорированная обсадная труба, первая защитная рубашка, дренажный слой, фильтрующий слой, потом опять дренажный слой и сверху идет еще одна защитная рубашка, которая защищает всю конструкцию и сама служит фильтрующим элементом. В качестве фильтрующих сеток применяются сетки сложного голландского плетения (см. «Фильтрационная сетка»). Устойчивые однородные поры фильтрационной сетки увеличивают противозакупорочные свойства фильтра. Преимущества фильтра PMC — надежная противопесочная защита, высокая устойчивость от повреждений и деформации, высокая производительность и низкое сопротивление против течения флюида, высокая устойчивость к коррозии от кислоты, щелочи и соли, легкое перемещение фильтра на большие расстояния в горизонтальном отрезке скважины. Период закупоривания пор фильтра в два-три раза больше, чем в обычной фильтрационной трубе.

Заканчивание горизонтальной скважины с открытым забоем с применением фильтра PMC/PPS

Переходник на инструмент (НКТ) Подвесной пакер Муфта Скользящий Открытый забой переводник

Обсадная колонна

Фильтр

НКТ

Башмак

Заканчивание горизонтальной скважины с открытым забоем с применением фильтра PMC/PPS методом зональной изоляции Переходник на инструмент (НКТ) Подвесной пакер

Обсадная колонна НКТ

Пакер с резиновой манжетой Открытый забой

Фильтр

Башмак

Заканчивание горизонтальной скважины с открытым забоем с применением фильтра PMC/PPS методом зарезки бокового ствола Переходник на инструмент (НКТ) Подвесной пакер

Обсадная колонна НКТ

Пакер с резиновой манжетой Фильтр

Скользящий переводник Башмак

Открытый забой

№

2/2010

117

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями Технические параметры фильтра РРК Технические параметры

Размеры PPK

Внешний диаметр базовой трубы, мм

101,6 (4")

114,3 (4–1/2")

Длина фильтра, м

139,7 (5–1/2")

168,3 (6–5/8")

177,8 (7")

1–4 (условно)

Длина фильтрующей части, м

до 2

Количество отверстий в базовой трубе, шт./м

60–250

Диаметр отверстий в трубе, мм

6, 8, 9, 10

Количество щелей во внешней защитной рубашке, шт./м

35–70, 70–140, 140–200

Масса фильтра, кг/м

24,57

25,92

44,69

53,63

58,1

Площадь проходного сечения, cм2/м

1027,6

1113,2

1298,8

1498,4

1570

Заканчивание горизонтальной скважины на перфорированной обсадной трубе с применением фильтра PMC/PPS

Штанговый насос

Подвесной пакер Пакер с резиновой манжетой Противопесочный фильтр

Башмак

Как и в случае предыдущего фильтра, технические параметры РМC можно подбирать под конкретные задачи (см. «Технические параметры фильтра РМC»).

Эффективность работы скважинных фильтров в ООО «Нарьянмарнефтегаз» Параметры работы водозаборной скважины №5 Вз куст №2 10000,0

4000 3500

100,0

Отказ высоконапорного УЭЦН Внедрение РМС – 60 мкм 319 м Запуск в добычу воды

3000 2500 2000

10,0

1500 1000

1,0

500 0,1

0 9 сен. 29 сен. 19 окт. 8 ноя. 28 ноя. 18 дек. 7 янв. 27 янв. 16 фев. 8 мар. 28 мар. 17 апр.

КВЧ

Датчик давления, кгс/см2 Расход, м3/сут Индекс продуктивности, м м3/сут/(кгс/см2)

118 №2/2010

Данный фильтр служит фильтром самой тонкой очистки — до 30 мкм. На базовую трубу с помощью поддерживающего кольца установлены два слоя штампованных щелевых рубашек, пространство между внутренней и внешней рубашками заполнено гравием. Все компоненты соединены между собой путем специальной технологии сварки. Преимущества такие же, как у предыдущих фильтров (см. «Технические параметры фильтра РРК»).

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЛЬТРОВ

Точка смещения забоя от вертикали

1000,0

ШТАМПОВАННЫЙ ЩЕЛЕВОЙ ФИЛЬТР С ГРАВИЕМ РРК

На рисунках показаны различные варианты заканчивания с применением наших фильтров всех трех типов. С 2006 года наши фильтры используются в Венесуэле, Канаде, Китае, Саудовской Аравии. В 2008 году мы поставили фильтры в «Нарьянмарнефтегаз» для спуска в проблемную водозаборную скважину. Фильтры общей длиной около 3200 м монтировались в качестве дополнительных к основным щелевым фильтрам, спущенным в процессе заканчивания скважин. КВЧ составляла около 1000 мг/л. Нам удалось снизить КВЧ в несколько раз. Индекс продуктивности тоже упал, но это связано с тем, что в скважине были уже остановлены другие фильтры и между стенками фильтров происходило закупоривание. Одна из скважин с фильтрами РМС находится в эксплуатации с конца 2008 года (см. «Эффективность работы скважинных фильтров в ООО «Нарьянмарнефтегаз»). Также мы поставили партию фильтров в «Оренбургнефтегаз» для добычи тяжелой нефти методом площадной закачки пара. Спуск фильтров планируется в составе обсадных колонн. В настоящее время планируется эксплуатация фильтров и в других компаниях.

инженерная практика Заканчивание вертикальной скважины с открытым или закрытым проперфорированным забоем

Обсадная колонна Подвесной пакер Муфта НКТ РРС/РМС фильтр

Башмак

Схема установки фильтров для ЭЦН

НКТ

ПЭТ

Манжетный пакер

Обсадная труба Пакер Фильтр Пакер Обсадная труба

Фильтр

№

2/2010

119

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

ЧАСТО ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АСПО

асфальтено-смоло-парафиновые

ОПЗ

обработка призабойной зоны (пласта).

отложения.

ОПИ

опытно-промысловые испытания.

бурение горизонтального ствола

ОРД

одновременно-раздельная добыча.

(скважины).

ОРЗ

одновременно-раздельная закачка.

БКНС

блочная кустовая насосная станция.

ОРЭ

одновременно-раздельная эксплуатация.

ВЗД

винтовой забойный двигатель.

ПВГ

переход (перевод скважины)

ВМСБ

восполнение минерально-сырьевой базы.

ВНК

водонефтяной контакт.

ПВР

прострелочно-взрывные работы.

ВНР

водонефтяной раздел.

ПДГ

переход (перевод скважины) на другой

ВНР

вывод (установки) на режим.

ВНЭ

водонефтяная эмульсия.

ПЗП

призабойная зона пласта.

ВСП

внутрискважинная перекачка (воды).

ППД

поддержание пластового давления.

ГЗД

гидравлический забойный двигатель.

ПРС

подземный ремонт скважин.

ГНКТ

гибкая (насосно-компрессорная) труба,

ПЧ

частотно-регулируемый привод.

колтюбинг.

ПЭД

погружной электродвигатель.

ГНО

глубинно-насосное оборудование.

РИР

ремонтно-изоляционные работы.

ГРП

гидравлический разрыв (гидроразрыв)

СВБ

сульфатовосстанавливающие бактерии.

пласта.

СНО

средняя наработка на отказ.

ГТМ

геолого-техническое мероприятие.

СУ

станция управления.

Гф

газовый фактор.

СШНУ

скважинная штанговая насосная установка.

КВД

кривая восстановления давления.

ТКРС

текущий и капитальный ремонт скважин.

КВУ

кривая восстановления уровня.

ТРС

текущий ремонт скважин.

КВЧ

концентрация взвешенных частиц.

УДЭ

установка дозирующая электронасосная.

КИН

коэффициент извлечения нефти.

УШВН

установка штангового винтового насоса.

КНС

кустовая насосная станция.

УШГН

установка штангового глубинного насоса.

КОС

кремнийорганические соединения.

УЭВН

установка электровинтового насоса.

КРС

капитальный ремонт скважин.

УЭЦН

установка электроцентробежного насоса.

МРП

межремонтный период.

ЧРП

частотно-регулируемый привод.

НГДУ

нефтегазодобывающее управление.

ЧРФ

часто ремонтируемый фонд (скважин).

НКТ

насосно-компрессорная труба.

ЭК

эксплуатационная колонна.

НнО

наработка на отказ.

ЭЦН

ОК

обратный клапан, обсадная колонна.

БГС

120 №2/2010

на вышележащий горизонт.

горизонт.

электрический центробежный (электроцентробежный) насос.

Инженерная практика №2’2010

В номере:

`2010 Производственно-технический нефтегазовый журнал

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Способы борьбы с мехпримесями

Oilfield Engineering

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

Научные подходы к повышению надежности УЭЦН

Методы борьбы с мехпримесями