Способы борьбы с мехпримесями, Инженерная практика 2

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКАOilfield Engineering

В номере:

Осложненные условия

эксплуатации

нефтепромыслового

оборудования.

Способы борьбы

с мехпримесями

2010

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

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

Комплексный подход к проектированию системымехдобычи нефти в условияхвыноса мехпримесей

Производственно-технический нефтегазовый журнал

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»

Инж

енер

ная

пр

акт

ика

№2’2

010

Научные подходы к повышению надежности УЭЦН Методы борьбы с мехпримесями

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

1

инженерная практика

№2/2010

Этот выпуск журнала «Инженерная Практика» рассказывает о способах, опыте и перспек-

тивах снижения влияния высокого выноса механических примесей в скважину на эффектив-

ность 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 вари-

анты исполнения, повышающие износостойкость глубинно-насосных установок, так и раз-

личные 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 на-

учно-технического развития, практический опыт ведущих отраслевых компаний, ставят задачи

перед разработчиками технологий и производителями оборудования, предлагают как уже опро-

бованные на нефтегазовых промыслах, так и перспективные подходы, методики и решения.

Каждый новый номер нашего журнала — это рассказ об инженерной нефтепромысловой прак-

тике, средство профессионального общения и образования и повод для уважения к Профессии.

Издатели и редколлегия журнала «Инженерная Практика»

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКА:Осложненные условия эксплуатациинефтепромыслового оборудования.

Способы борьбы с мехпримесями

Обзор существующих методов борьбы с мехпримесямиКамалетдинов Рустам Сагарярович,

координатор Экспертного совета по механизированной добыче нефти, к.т.н.

Лазарев Алексей Борисович, начальник производственного6 отдела ОАО «РМНТК «Нефтеотдача»

Научные подходы к повышению надежности УЭЦНСмирнов 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»Гарифуллин Азат Рифович, главный технолог —

20 начальник ОРМФ ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния

механических примесей на работу ГНОШашкин Михаил Александрович, заместитель начальника

отдела добычи нефти и газа по технологии ТПП 26 «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»

Опыт работы оборудования УЭЦН в условиях повышенногосодержания 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 32 отдела ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Использование технологии крепления призабойной зоныскважины «ЛИНК» для ограничения выноса песка

Афанасьев Александр Владимирович, начальник отдела подбора и учета оборудования

38 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

56 при высоких уровнях КВЧ

Опыт применения технологий добычи и ограниченияпескопроявления на пластах пачки ПК месторождений

Барсуковского направления Шакиров Эльмир Ильдусович, главный технолог

58 ООО «РН-Пурнефтегаз»

Опыт эксплуатации УЭЦН в условиях повышенного содержания мехпримесей Ануфриев Сергей Николаевич, начальник отдела УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,Погорелов Сергей Викторович, руководитель группырасследования отказов и дефектовки оборудования УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 66

Проект «МРП-700» Петренко Андрей Олегович, менеджер проекта по новымтехнологиям ООО «РН-Юганскнефтегаз» 74

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

Комплексный подход к проектированию системы механизированнойдобычи нефти в условиях выноса мехпримесейТопольников Андрей Сергеевич, с.н.с. отдела скважинныхтехнологий ООО «РН-УфаНИПИнефть»,Литвиненко Константин Владимирович, главный менеджер по механизированной добыче ООО «РН-УфаНИПИнефть»,Рамазанов Рустэм Рифович, научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть» 84

Оборудование для снижения влияния механических примесей при добыче нефти механизированным способомНаговицын Эрик Александрович, инженер департаментаразвития ООО ТД «ЭЛКАМ — нефтемаш» 90

Механические примеси в нефтедобычеШайдаков Владимир Владимирович, группа компаний«Нефтегазовый сервис», директор инжиниринговой компании «ИНКОМП-нефть», д.т.н., профессор 98

Особенности конструкции УШВН, обеспечивающие эффективнуюэксплуатацию песконесущих скважинБрот Александр Робертович, руководитель группы по винтовым насосам ООО «ВНИИБТ — Буровой инструмент» 104

Кратковременная эксплуатация скважин — эффективный способэксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей Кузьмичев Николай Петрович, директор ООО «Нефть XXI век» 107

Опыт применения низкоадгезионных ЭЦН на фонде скважин,осложненных неабразивными мехпримесямиМеркушев Юрий Михайлович, генеральный директор ООО «Ижнефтепласт»,Иванов Сергей Федорович, заместитель коммерческогодиректора ООО «Ижнефтепласт» 111

Современные методы борьбы с пескопроявлением призаканчивании скважин. Скважинные фильтры PPS, PMC, PPKШакуров Альберт Рустамович, заместитель генеральногодиректора ООО «РосПромСервис» 115

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 120

Издатели:ООО «Издательство «Энерджи Пресс»

ООО «Би Джи Промоушн»

[email protected]

Редколлегия:КАМАЛЕТДИНОВ Рустам Сагарярович,

координатор Экспертного совета по

механизированной добыче нефти, к.т.н.

[email protected], www.pump-sovet.ru

ИВАНОВСКИЙ Владимир Николаевич,

заведующий кафедрой, профессор

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, д.т.н.

[email protected]

www.energy-seminar.ru

Главный редактор:Александр ДОЛГОПОЛЬСКИЙ

[email protected]

Реклама и услуги Издательства:Евгений БЕЛЯЕВ

Маркетинговое агентство BGpromotion

Тел.: +7 (903) 580-94-67

[email protected]

Издательство Energy Press:Тел./факс: +7 (495) 371-01-74

www.energy-seminar.ru, www.energy-press.ru

[email protected]

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.

Производственно-технический журнал «Инженерная Практика», 02’2010

Осложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования.Способы борьбы с мехпримесями

Выпуск «Механизированная добыча»(№4’ 2010)

• обзор и анализ динамики и основных показате-лей эксплуатации механизированного фондаскважин за 2009–2010 гг. (динамика фонда,межремонтного периода работы скважин, сред-него дебита и т.д.);

• обзор и анализ динамики внешнего сервисамехфонда (доли, количественные показатели,динамика ПРС, тенденции, комментарии);

• наиболее значимые новые разработки и внедре-ния 2009–2010 гг. (основное и вспомогательноеглубинно-насосное оборудование, оборудова-ние, технологии и реагенты для борьбы с ослож-няющими 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 показате-лей 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, приорите-ты, эффективность, география и др.);

• обзор основных проектов в области строитель-ства и ремонта скважин, комментарии участни-ков и экспертов;

• сервис и супервайзинг в строительстве и ремон-те скважин (практика, методики, технологии, обо-рудование, профессиональное образование).

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

По вопросам участия в подготовке номеров обращайтесь к Евгению БЕЛЯЕВУТел.: +7 (903) 580-9467, e-mail: [email protected]

Редакция журнала «Инженерная Практика»:Тел./факс: +7 (495) 371-0174, e-mail: [email protected]

3

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


№2/2010

Распространение• подписчики (электронная и печатная версии);

• направленная рассылка по отраслевой базепрофессионалов-производственников и руково-дителей нефтегазовых предприятий;

• распространение на Выставке и Конгрессе«НЕФТЕГАЗ ‘2010» увеличенным тиражом;

• распространение на семинарах Экспертного со-вета по механизированной добыче нефти(www.pump-sovet.ru) и Издательства EnergyPress (www.energy-seminar.ru).

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 «ЛУК -

ОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР Менеджмент», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпромнефть», ОАО «НГК «Славнефть»,

ОАО НК «Русснефть», ОАО «АНК «Башнефть», ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», ООО НПФ «Пакер», ООО «Си-

стема 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 ЭЛКАМ-

Нефтемаш», 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 «Варьеган-

нефтегаз» 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 «ИН-

КОМП-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, обуче-

ние современным методам борьбы с мехпримесями, обсуждение научных подходов к повышению надежности

УЭЦН) считать достигнутыми. Отметить высокий уровень организации семинара. Считать необходимым прове-

дение семинара по данной тематике на постоянной основе (один раз в год).

2. Отметить многообразие подходов к организации механизированной добычи нефти в условиях выноса ме-

ханических 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

Протокол семинара

Осложненные условия эксплуатации нефтепромысловогооборудования. Методы борьбы с мехпримесями.9–10 февраля 2010 г., г. Нижневартовск

Oсложненные условия эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Cпособы борьбы с мехпримесями

№2/2010

Экспертный совет по механизированной добыче нефтиГор. линия: +7 (903) 580-9467. Тел./факс: +7 (495) 371-0174. [email protected] www.pump-sovet.ru

КАЛЕНДАРЬ СЕМИНАРОВ НА 2010 ГОД[email protected] 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 специалистовПТО 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 ближайшихмероприятиях 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: [email protected].

ИСТОЧНИКИ МЕХПРИМЕСЕЙ

Источники механических примесей, попадающих внасосную установку, делятся на четыре основных типа(см. «Источники механических примесей, попадающихв насосную установку»):

1. Пласт, когда мехпримеси — это продукт разру-шения горных пород, либо это проппант, закачен-ный при ГРП, а также кристаллы солей.

2. Технологические жидкости, закачиваемые в сква-жину: растворы глушения, промывочная жид-кость, различные химреагенты, растворитель итому подобное. Не всегда эти жидкости проходятдостаточную подготовку перед закачкой, что вособенности относится к жидкостям глушения.

3. Эксплуатационные колонны, когда колонна кор-родирует с образованием солей железа.

4. Само глубинно-насосное оборудование (ГНО),неправильно подготовленное, не очищенное насервисных базах и т.п.

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

Методы борьбы с негативным влиянием мехприме -сей также делятся на четыре основных категории

(см. «Методы борьбы с негативным влиянием мехпри-месей»).

В свою очередь, различают технические и техноло-гические способы предотвращения или ограниченияпоступления мехпримесей в скважину и в саму насос-ную установку (см. «Способы предотвращения илиограничения поступления мехпримесей в скважину» и«Способы предотвращения или ограничения поступ-ления мехпримесей в насосную установку»).

К техническим методам относится установка раз-личных видов фильтров в интервале перфорации. Тех-нологические — это снижение депрессии на пласт,улучшение качества технологических растворов глу-шения, промышленных жидкостей и т.д., а также тех-нологии по закреплению проппанта.

Существуют общеизвестные методики и расчет-ные формулы. По ним можно определить минимальнодопустимое забойное давление, при котором начина-ется разрушение горных пород и, соответственно,вынос мехпримесей. Однако эти расчеты очень редкоприменяются на практике, поскольку, в основном ста-вится задача достичь необходимого отбора жидкостииз скважины. Осознанным последствием при этомстановится повышенный уровень мехпримесей, кото-рый будет влиять на износ оборудования.

Качество технологических растворов — также про-блема общеизвестная. Если мы говорим о жидкостиглушения, то лучший способ повышения качества при-готовления жидкости глушения — метод отстоя. Про-чие методы также известны. Смысл в том, что мы долж-ны определять и контролировать определенный пока-затель КВЧ в жидкостях глушения, в промывочныхжидкостях.

Способы предотвращения или ограничения поступ-ления мехпримесей в насосную установку делятся натехнические, к которым относятся установка фильтрана приеме скважины, установка фильтра над насосом,и технологические, которые в принципе совпадают спредыдущей группой: снижение депрессии на пласт,повышение качества подготовки растворов и закреп-ление проппанта.

6

ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВБОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

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

ЛАЗАРЕВ Алексей БорисовичНачальник производственного отдела ОАО «РМНТК «Нефтеотдача»


Источники мехпримесей

Пласт

Технологическиежидкости,

закачиваемыев скважину

Эксплуатационнаяколонна

Глубинно-насосное

оборудование

ПородаПроппант

Кристаллы солей

Мехпримесинаходящиеся в

растворах глушения,промывочной жидкости,

нефти,дозируемых реагентах,

растворителях и т.п.

Продуктыкоррозии

Песок, продуктыкоррозии и т.п.

Источники механических примесей, попадающих в насосную установку

№2/2010

ФИЛЬТРЫ, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕ НА ПРИЕМЕ УЭЦН

Одним из самых распространенных и эффективныхспособов защиты ГНО от воздействия мехпримесейслужит установка на приеме насосных установок спе-циальных фильтров.

В фильтре ЖНШ производства ЗАО «Новомет-Пермь» в качестве фильтрующего элемента исполь-зуются щелевые решетки из V-образной проволоки извысокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанав-ливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых ча-стиц — 0,1–0,2 мм. Преимуществ у данного фильтранесколько. Во-первых, он обладает свойством само-очищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удоб-ством монтажа, поскольку фильтр устанавливается всоставе погружной насосной установки. Соответствен-но, спуск фильтра не увеличивает время на ТРС.Фильтр не подвержен засорению, чем объясняютсяминимальные потери подпора на приеме насоса.

В то же время у фильтров ЖНШ существуют и не-достатки. Фильтр увеличивает общую длину УЭЦН,применяется только с газосепаратором без входногомодуля, зависит от габарита погружной установки,имеет достаточно высокую стоимость. Области приме-нения фильтра ограничиваются определенной макси-мальной нагрузкой на вал. В некоторых случаях (приналичии в добываемой жидкости глины и прочих по-добных субстанций) обнаруживается засорение по-верхности фильтра. И еще один недостаток: крупныечастицы мехпримесей «отбиваются» V-образной про-волокой и спускаются на забой.

Фильтр ЖНША производства ОАО «АЛНАС» обла-дает схожей конструкцией, преимуществами и недо-статками.

Шламоуловитель МВФ производства ЗАО «Ново-мет-Пермь» представляет собой многослойный фильт-роэлемент из пеноникеля, который задерживает ча-стицы диаметром более 0,25 мм. Пористость достигает99%. Входной модуль оборудован клапаном, срабаты-вающим при засорении фильтра. Фильтр устанавли-вается в составе УЭЦН. Среди преимуществ шламо-

уловителей МВФ следует отметить также удобствомонтажа без увеличения времени проведения ТРС.При засорении фильтрующего элемента при помощипластичных клапанов обеспечивается проход жидко-сти, минуя МВФ. К недостаткам можно отнести то, чтомехпримеси и проппант остаются в фильтре, а такжето, что фильтр увеличивает общую длину УЭЦН и мо-жет применяться только с газосепаратором без вход-ного модуля.

В случае шламоуловителей МВФ также существуетограничение по передаваемой валом мощности: для5-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 недостат-кам также можно отнести сложный и дорогостоящийремонт данного шламоуловителя.

Шламоуловитель ШУМ 5Д производства «Новомет-Пермь» включает в себя диспергирующие ступени инаправляющий аппарат (НА) с удлиненной ступицей,ступени УЭЦН. При прохождении диспергирующих сту-пеней происходит подготовка однородной суспензии,

7


Способы предотвращенияили ограничения поступления

мехпримесей в скважину

Технические

Установка фильтрав интервале перфорации

Снижение депрессиина пласт

Повышение качества технологическихрастворов глушения и промывочных

жидкостей, химреагентов

Закрепление проппанта

Технологические

Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину

Методы борьбы снегативным влиянием

мехпримесей

Предотвращение/ограничениепоступлениямехпримесейв скважину

Предотвращение/ограничениепоступлениямехпримесейв насоснуюустановку

Техническиерешения,

применяемые вУЭЦН, УШГН, УВН

Подготовкаствола скважины

перед спускомГНО

Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей

№2/2010

далее жидкость проходит пакет ступеней НА с удли-ненной ступицей, в которых между наружной поверх-ностью ступицы и внутренней поверхностью стенки НАосаждаются мехпримеси.

Преимущества ШУМ 5Д определяются также удоб-ством монтажа, а также тем, что фильтр улавливаетмехпримеси всех размеров и проппант. Недостаткитакже стандартны. Это увеличение общей длины УЭЦН,а также то, что при большом уровне КВЧ фильтр бы-стро забивается. Параметры фильтра зависят от габа-рита УЭЦН. Существует проблема по передаче мощно-сти через вал: известны случаи скручивания шлицов ислома вала. Также существует проблема истончениястенки и слома ступицы аппарата при высокой КВЧ.Имеется ограничение по пропускной способности: 5-йгабарит — 125 м3/сутки, габарит 5А — 200 м3/сут.

Разработка ЗАО «РЕАМ-РТИ» — входной фильтрФВПР. Это входной модуль УЭЦН со специальнымфильтрующим элементом на основе проволочныхпроницаемых материалов (ППМ) со специальнойструктурой. Конструкция обеспечивает дренаж от-фильтрованных частиц из внешней кольцевой полостифильтра. Модуль также спускается в составе погруж-ной установки. Его преимущества: модульная кон-струкция фильтра и неограниченная длина (поверх-ность). Из очевидных плюсов также следует отметитьщелевой эффект ППМ и способность фильтрующихэлементов к отбрасыванию примесей при низкой ско-рости фильтрации. Кроме того, фильтр отличаетсябольшой поверхностью, низким гидравлическим со-противлением, дренажом механических примесей скорпуса фильтра и возможностью регенерациифильтра при ремонте.

Погружной сепаратор механических примесей ПСМ,разработанный РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина(изготовитель ЗАО «Новомет-Пермь»), устанавливает-ся в нижней части погружной установки. В этом случаекомпоновка должна включать в себя так называемыйдвусторонний ПЭД, две гидрозащиты.

Принцип действия следующий: Поток добываемойпродукции поступает из пласта в скважину и затем на

8


Твердость основных материалов мехпримесей (по Моосу)

Проппант 9

Кварц 7

Плагиоклаз 6

Обломки пород 6-7

Кальцит 3

Биотит, мусковит 2

Гидроокислы железа 1

Углистое вещество 0

Глина 0

Способы предотвращенияили ограничения поступления

мехпримесей в насосную установку


Установка фильтрана приеме насоса

Установка фильтранад насосом

Снижение депрессиина пласт

Повышение качества технологическихрастворов глушения и промывочных

жидкостей

Закрепление проппанта

Технологические

Способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в насосную установку

НС ЭЦН

Фильтр МВФ

Входноймодуль МВФ

ГЗ

Шламоуловитель МВФ ЗАО «Новомет-Пермь»

№2/2010

прием центробежного сепаратора. Во вращающемсяроторе сепаратора происходит отделение твердых ча-стиц от жидкости в поле центробежных сил.

Преимущества данного устройства заклю чают ся втом, что при его использовании после сепарации ча-стицы накапливаются в контейнере, обеспечиваетсязащита УЭЦН от пикового выноса механических при-месей из пласта при пуске УЭЦН, производится двух-ступенчатая сепарация газа, возможна обработка жид-кости ингибитором солеотложения. Основной недоста-ток — сложная конструкция.

Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН производитсяООО «Привод-Нефтесервис» по проекту ОАО «ЛУК -ОЙЛ-Пермь». Фильтр выполнен в виде кожуха (трубадиаметром 130 мм с нижней перфорированнойчастью), который распространяется только на длинуустановки УЭЦН, захватывающую часть ЭЦН чуть вы-ше приемной сетки, на одном конце которой находитсяприемная сетка увеличенной площади, на другом —муфта для крепления фильтра к ЭЦН.

К преимуществам фильтра-кожуха можно отнестиулучшенное охлаждение ПЭД, а также собственноспособность предотвращать засорение ГНО мехпри-месями. Главный недостаток конструкции в том, что ееневозможно применять для эксплуатационных колондиаметром менее 168 мм. И в целом фильтр-кожух уве-личивает общий диаметральный габарит, а значит, воз-никает проблема с подготовкой скважин. То есть в дан-ном случае имеют место все известные недостатки,связанные с применением кожухов.

ЗАО «ПО Стронг» выпускает фильтр-насадку ФНТ,которая крепится к компенсатору УЭЦН через пакер-разобщитель ПРС-146(168). Установка ПРС-146(168)производится путем долива жидкости в скважину, либозакачкой с помощью агрегата и затем за счет сниже-ния динамического уровня после запуска УЭЦН.

К плюсам фильтра можно отнести его способностьк самоочищению за счет вибрации УЭЦН, достаточновысокую пропускную способность (до 400 м3/сут.),удобство монтажа, независимость от габарита УЭЦН,а также спуск в составе УЭЦН.

К недостаткам относится риск повреждения уплот-нительных элементов пакера при СПО и риск нерас-пакерования при посадке. Кроме того, существуетограничение по допустимой нагрузке на нижнюю частьдвигателя — 500 кг.

Фильтр противопесочный типа ФПБ производствазавода «Борец» присоединяется к нижней части ПЭД(исполнение ФПБН-85) или к нижней части кожухаэлектродвигателя (исполнение ФПБК-85). ФильтрФПБН-85 включает в себя фильтр–насадку ФНТ, пре-дохранительный клапан и разобщитель. Фильтр ФПБК-85 отличается отсутствием разобщителя.

И, наконец, последний из рассматриваемый груп-пы — скважинный фильтр на проволочной основе ти-па ФС-73 производства ОАО «Тяжпрессмаш».Фильтр устанавливается на пакере ниже УЭЦН. К егопреимуществам относится возможность осуществле-ния нескольких СПО УЭЦН без подъема фильтра, до-статочно высокая пропускная способность (также до400 м3/сут.) и независимость от габарита УЭЦН. К не-достаткам в данном случае относится увеличениевремени на ТРС в связи с дополнительной подготов-кой ствола скважины с последующей установкойданной конструкции. Кроме того, существуют рискипреждевременного распакерования пакера при СПО

9


№2/2010

ПЭД

ГЗН

Гидрозатвор

Пластовая жидкость с мехпримесями

Механические примеси

Пластовая жидкость без мехпримесей

Погружной сепаратор механических примесей ПСМ

и, наоборот, нераспакерования при посадке, рискповреждения пакера, риск прихвата и аварии при из-влечении фильтра, пропуски КВЧ и проппанта принегерметичности пакера, засорение фильтра в ре-зультате отсутствия притока. Еще один минус:фильтр ФС-73 спускается только после подтвержде-ния потенциала скважины, то есть это не менее, чемвторой рейс после ГРП.

ДЕСЕНДЕРЫ

Компания Wood Group ESP производит так называе-мые десендеры Sandcat, которые тоже устанавливают-ся ниже погружной установки с использованием паке-ра. То есть в принципе это центрифужный диффузор,пескоотделитель, который устанавливается нижеУЭЦН. Его преимущества: отсутствие движущихся ча-стей, самоочищение за счет вибрации УЭЦН, простотаи легкость монтажа, СПО в составе УЭЦН. Недостатки:риск преждевременного распакерования пакера илинераспакерования при посадке, риск повреждения па-кера, риск прихвата и аварии, пропуск КВЧ при негер-метичности пакера.

Также существуют конструкции десендеров, уста-навливаемых на пакере.

УСТРОЙСТВА, УСТАНАВЛИВАЕМЫЕВЫШЕ УЭЦН

В качестве примера устройства данной группы мож-но назвать обратный клапан КОШ-73 со шламовой тру-бой. Фактически это общеизвестные шламоуловители,которые выпускает каждый завод-изготовитель по-гружных установок.

Труба шламовая типа ТШБ 42Х73 предназначенадля защиты обратного клапана от осадка мехприме-сей, находящихся в НКТ при остановке УЭЦН. Преиму-щества устройства состоят в свойстве сохранять гер-метичность обратного клапана при работе на скважи-нах с повышенным содержанием КВЧ, возможностипроизводить опрессовку НКТ и в относительной про-стоте конструкции.

Еще одно техническое решение — комбинирован-ное клапанное устройство (ККУ) было разработаноспециалистами компании «ЛУКОЙЛ-Пермь» и про-изводится заводом «ЭЛКАМ-нефтемаш». В основеконструкции лежат обратный клапан и второй клапан,который позволяет проводить промывку колонны НКТ,минуя саму установку.

Компактное размещение в едином изделии шаро-вых клапанных пар, герметизирующих рабочие и про-мывочно-сливные каналы, обеспечивает надежное

10 №2/2010


Кабель

Насос

Фиксатор фильтра

Приемная сетка насоса

Проектор

Муфтовые соединения

ПЭД

Компенсатор

Фильтр

Центратор

Скважинный фильтр-кожух для УЭЦН

удержание жидкости в колонне при остановке УЭЦН,закачку технологических жидкостей при глушениискважины, прямой и обратной промывках без исполь-зования сбивного клапана, слив жидкости из НКТ в за-трубное пространство при подъеме подземного обору-дования, а также предотвращение засорения клапанаи НКТ при их спуске и проведении обратной промывкиза счет дополнительного фильтра.

Слабая сторона конструкции в данном случае свя-зана с общеизвестным недостатком шариковых кла-панов: попадание мехпримесей и выработка иногдаприводят к негерметичности.

Из оборудования этой группы зарубежного про-изводства интересно отметить клапан с автоматиче-ской заслонкой, автоматический клапан с дротиком ивыдвижной гильзой и обычный клапан с выдвижнойгильзой. Все эти устройства позволяют обеспечитьочистку добываемой жидкости.

Особого внимания заслуживает разработка дляУШГН. Верхний шламоуловитель ВШН-1 производитсяЗАО «Тюменьнефтегазтехника» по проекту ТПП«Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ипредназначен для невставных штанговых насосов.Шток плунжера уплотняется двумя вкладышами, а са-мо устройство состоит из корпуса, патрубка, фикси-рующей гайки и двух фторопластовых вкладышей, ко-торые препятствуют попаданию мехпримесей в ци-линдр насоса из НКТ и служат для центровки насоснойштанги. То есть при остановке станка-качалки за счетэтого устройства исключается попадание мехприме-сей в корпус насоса.

Шламоуловитель позволяет исключить не толькопопадание мехпримесей, но и продуктов коррозии,окалины. К преимуществам также относится простотаконструкции и невысокая стоимость изделия. Объемывнедрения велики: практически весь фонд ТПП осна-щен установками этого типа.

ВЛИЯНИЕ АБРАЗИВОВ НА УЗЛЫ ГНО

При контакте абразивных мехпримесей с узламиГНО происходят следующие процессы: радиальный

износ подшипников ЭЦН, износ и промыв ступеней,промыв газосепаратора, засорение насоса и износподшипников гидрозащиты (см. «Твердость основныхматериалов мехпримесей (по Моосу)»).

В настоящее время Экспертный совет по механизи-рованной добыче нефти работает над формированиемстандарта УЭЦН. В рамках этой работы сложилось по-нимание, что текущее определение показателя КВЧ,прописанное в технических условиях заводов-изготови-

11


№2/2010

УЭЦН

Заглушка НКТ 73

НКТ 73

НКТ 73 - 2 шт.

Патрубок НКТ 73 - 2 шт. L=1,2 м

Пакер ЗПОМ-Ф

Безопасный переводник(со срезными винтами)

Безопасный переводник(нижняя часть)

Фильтр скважинный

Фильтр скважинный

Скважинный фильтр на проволочной основе типа ФС-73

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

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ УЭЦН

В настоящее время с целью повышения устойчи-вости УЭЦН к влиянию мехпримесей при изготовле-нии установок применяется целый ряд техническихрешений.

Так, двухопорная конструкция рабочих органовэлектроцентробежного насоса позволяет увеличитьопорную площадь колеса и повысить его устойчивостьаппарате. Использование промежуточных подшипни-ков из твердых сплавов позволяет повысить устойчи-вость вала и снизить амплитуду вибрации. За счет ис-пользования керамических и твердосплавных мате-риалов осевых опор достигается снижение износаэтого узла.

Еще одним техническим решением сегодня являет-ся «плавающая» сборка с опорой вала насоса на пятугидрозащиты, что позволяет снизить износ осевойопоры. Существует и так называемая «пакетная» сбор-ка, за счет которой разгружаются осевые усилия в на-сосе и происходит повышение устойчивости вала.«Компрессионная сборка» позволяет повысить устой-чивость колеса и снизить вибрацию.

Также существует способ организации в гидроза-щите спецкамеры, что предотвращает попадание мех-примесей в область торцовых уплотнений для сниже-ния его износа.

И последний из рассматриваемых методов — уста-новка защитной гильзы из твердых материалов в газо-сепаратор для предотвращения промывов.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Первая группа методов этой категории связана сзакреплением проппанта при ГРП. Например, это при-менение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрытфенолформальдегидными смолами. Склеивание начи-нается при давлении выше 69 атм. При атмосферномдавлении сшивание RCP проходит при температуревыше 90°С. При проведении ГРП пласт может осты-вать до 45°С, что ухудшает склеивание RCP-пропанта.В этом случае в качестве разогревающего составаприменяются специальные композиции, которые присмешивании на забое выделяют большое количествотеплоты (разогрев до 140°С).

Еще одна современная технология под названием«ЛИНК» (основной разработчик — ЗАО «Геотехно-КИН») предназначена для крепления ПЗП. При ее реа-лизации последовательно производятся: закачка бу-ферной оторочки (6–8 м3), закачка основного состава(0,7–0,8 м3 на1 м эффективной толщины), закачка гид-рофобной жидкости (товарная нефть, солярка и т.п.)объемом в 1,5–2,0 раза больше объема закачанногосостава, выдержка на реагирование и отверждение ипостепенный ввод скважины в эксплуатацию.

Интерес также представляют технологии компанииHalliburton для контроля или устранения «проблемы фи-зической миграции частиц». К ним относится техноло-гия крепления призабойной зоны пласта SandTrap™, на-правленная на повышение приемистости, крепление

12 №2/2010


Клапан отвода газа

НКТ

ЭЦН

Приемный модуль

ПЭД и гидрозащита

Ловильный патрубок

Пакер

Десендер

Контейнер (7-10 НКТ 3’)

Корпус десендера

Фильтр сердечник

Контейнер

Клапан сброса песка

Десендеры, устанавливаемые на пакере

перфорационных отверстий и ПЗП в слабосцементиро-ванных песчаниках, стабилизацию песка и дисперсныхчастиц. Радиус проникновения 50-100 см. Другая техно-логия этой группы — PropStop™, PropStop™ WC — ори-ентирована на снижение объема выноса проппантапосле ГРП (крепление проппанта в трещине). Исполь-зуется консолидирующий материал низкой вязкости сразмещением в пласте при помощи гибкой трубы илиНКТ c пакером, или по обсадной колонне. Обработкапроводится при расходах ниже давления ГРП. И, нако-нец, технология SandWedge™, FineFix™ — ослаблениемиграции микрочастиц, набивки трещин ГРП. Это толь-ко некоторые примеры западных наработок.

И, конечно, применимы и в определенной мере эф-фективны известные методы промывки скважин и насос-ных установок, скрепирование, шаблонирование и т.д.

Примером технического решения в этой области мо-жет служить устройство производства заводов «Изме-рон» (С-Петербург) и УНИКОМ (Первоуральск). Устрой-ство механическое ударно-вращательное приводится вдействие возвратно-поступательными движениями НКТс длинной хода поршня 2–2,5 метра. Твердая фаза с за-боя скважины всасывается через нижние клапаны и поступает в контейнер, собранный из НКТ (до 1000–1500 кг шлама). Циркулирующая жидкость проходит че-рез контейнер и выходит через верхние отверстия в за-труб. При этом твердая фаза остается в контейнере.

Преимущества: очистка забоя скважин в условияхпоглощения без насыщения пласта и сохранение эф-фективности при утечках в НКТ.

Из недостатков: металлические предметы забиваютклапан, эффективность по разрушению пропантовыхкорок составляет 30%, существует риск прихвата ком-поновки проппантом из вышележащих пластов.

Стоит также отметить, что некоторые из выпускае-мых сегодня станций управления способны реализо-вывать так называемые «режимы встряхивания», прикоторых направление вращения ЭЦН периодическименяется на короткое время, что не позволяет откла-дываться мехпримесям.

13


№2/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Проводился ли анализ процентного соотношения источников выноса мехпри-месей? Рустам Камалетдинов: Мы не проводили подобный анализ. Это зависит от конкретногоместорождения, конкретного пласта. Соотношение источников определяется геологиче-скими условиями, а также качеством подготовки глубинно-насосного оборудования, тех-нологической дисциплиной бригад ТКРС и качеством проведения операций. То есть этозависит от конкретного месторождения, от конкретной нефтяной компании, и трудно вы-вести 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, допу-стим, насосы из серого чугуна на опорной конструкции. То есть основное значение имееттехническая политика конкретной нефтяной компании или нефтяного дочернего обще-ства нефтяной компании.

Реплика: То есть, наверное, каждое предприятие должно для себя делать некий срез иопределять, где у них какая проблема. Р.К.: В принципе, да. Проблема очень острая, естественно, ее нужно анализировать. Какэто делается, тоже в принципе ясно: весь фонд должен быть подвержен отбору проб наКВЧ, учитывая, что при выводе на режим, при запуске после остановки мы получаем зал-повые выбросы КВЧ. После того как определен фонд повышенной КВЧ, надо уже анали-зировать его, раскладывать, смотреть по установкам, по причинам, по наработкам. Тоесть пытаться выявить закономерности, почему, допустим, на одной и той же скважинемы наблюдаем постоянные отказы. Попутно смотрятся все вопросы: а как давно там скреперовали эксплуатационную ко-лонну, промывали забой, какое оборудование используется, какую депрессию имеем,для того чтобы максимально снизить влияние и уйти от этой проблемы; стоит ли исполь-зовать те или иные фильтры, которые тоже имеют свои преимущества и недостатки. Ес-тественно, и цена вопроса будет разной. В целом надо доходить, естественно, до каждой скважины и смотреть в индивидуальномпорядке. Надо последовательно исключать все негативные факторы.

Вопрос: Какой параметр мехпримесей оказывает самое негативное влияние на УЭЦН: кон-центрация, твердость или размер частиц? Р.К.: Концентрация, в общем-то, характеризует процесс забивания рабочих органов. Тоесть это не кварц, это фракция с твердостью менее 7 пунктов по Моосу. Как раз показа-тель КВЧ характеризует этот аспект. Если же говорить об износах, об абразивном износе рабочих органов, то тут показателенвсем известный индекс агрессивности, который применяет компания Schlumberger. Фор-мула 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 по-рядка пяти-шести параметров в ней учитывается. Мы на совещаниях Экспертного совета обсуждали данную проблему, и в принципе пред-полагаем количество абразивных частиц, их концентрацию учитывать наряду с КВЧ. Тоесть в будущем стандарте прописывать именно количество абразивных частиц. Ведь вжидкости может присутствовать 10 мг кварца, которые в хлам износят установку, или жеу нас будет 500 мг/литр мехпримесей, но с твердостью 3, и износ будет минимальным. С другой стороны, нужно иметь возможность достаточно легко определять параметр аб-разивности в промысловых условиях. Речь в данном случае, наверное, не идет о сложныхформулах и учете многочисленных факторов: размеров, угловатости и т.п. Для этого по-требовались бы более сложные исследования, и для каждой скважины, естественно, этоочень 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 произво-дителей 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, будемдумать над вопросом унификации. Стандарт и создается для того, чтобы максимальноунифицировать 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 будемих решать в рамках нашего будущего стандарта.

частицы глины

обломки коллектора


коллектор

RCP проппант

БЕЗ ТЕРМОЗАКРЕПЛЕНИЯ


обломки коллектора


коллектор

С ТЕРМОЗАКРЕПЛЕНИЕМ

Применение пропанта марки Fores RCP

Значительного 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 надежностинефтепогружного оборудования заключается в сле-дующих основных положениях:

• разработка модели отказа на основе знания о про-цессе (или процессах) разрушения;

• моделирование предельного состояния детали, уз-ла, изделия;

• определение критериев работоспособности;

• разработка корректных методик испытаний дета-лей, узлов УЭЦН на ресурс;

• испытания деталей, узлов на ресурс в условиях,близких к эксплуатационным, и послеэксплуата-ционный анализ оборудования с применением на-учно-обоснованной методики разбора.УЭЦН — механическая система с последовательно

соединенными между собой элементами (узлами). Ве-роятность безотказной работы такой системы равнапроизведению вероятностей безотказной работы каж-дого элемента. При этом выход из строя одного из эле-ментов приводит к отказу всей системы.

Рекомендуемая нами схема предусматривает деле-ние всех отказов на две основные категории (см. «Ре-комендуемая к применению структура основных отка-зов и их причин»).

Стратегия работ по совершенствованию УЭЦН иусловий эксплуатации состоит в создании равнонадеж-ной конструкции. Для решения этой задачи выделяютсяресурсоопределяющие элементы — детали и узлы, ока-зывающие наибольшее влияние на снижение ресурсаустановки.

Разработка модели отказа ресурсоопределяющегоэлемента системы заключается в исследовании воз-можного механизма разрушения, процессов изменениясостояния изделия (изнашивание, усталостные повреж-дения, динамика и т.д.) и влияния последних на веро-ятность наступления отказа. Это можно проиллюстри-ровать с помощью диаграммы на примере отказа функ-ционирования по критерию прочности — «полет» (см.«Алгоритм формирования отказа»).

В результате исследования поверхности разрушен-ных деталей с помощью металлографических и элек-тронных микроскопов, рентгеноскопии и других методовопределяют физическую природу разрушения. При уста-лостном характере разрушения зависимость амплитудыпеременных напряжений σ детали от количества цикловнагружения N выражают кривой усталости (I квадрант).Причину возникновения переменных напряжений можнопредставить как результат динамики системы, обуслов-ленной зазорами ε(h) в подвижных сопряжениях (IV квад-

14

НАУЧНЫЕ ПОДХОДЫ К ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ УЭЦН

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

СМИРНОВ Николай НиколаевичГенеральный директор ООО «ИМАШ ресурс»

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


Рекомендуемая к применению структура основных отказов и их причин

№2/2010

рант), которые в свою очередь зависят от степени износа(III квадрант). На рисунке приведены графики и зависи-мости в самом общем виде для иллюстрации принципа.

При разработке алгоритма отказа имеет большоезначение точная идентификация характера разрушения(усталостное, разрушение при статических нагрузках ит.д.), выделение наиболее влияющих факторов или про-цессов (динамика, изнашивание и т.п.). Например, привыяснении причин отказа одного насоса были проана-лизированы болты с усталостным разрушением по гал-тельному переходу (см. «Усталостные испытания бол-тов, а)»). Проведенные испытания при переменных на-грузках аналогичного крепежа на усталостной машинедали иные результаты по месту разрушения: резьба (см.«Усталостные испытания болтов, б)»).

Был проведен дополнительный цикл испытаний с из-менением характера нагружения по величине осевойсилы, условиям закрепления болта и т.д. В результатеаналогичный реальному характер разрушения был вос-произведен, что позволило сформулировать гипотезуразрушения, учитывая степень изношенности деталейЭЦН, уровень вибрации, эксплуатационные факторы.

НАСОСНАЯ СЕКЦИЯ

В качестве ресурсоопределяющих элементов на-сосной секции рассматриваются рабочая ступень (РС)и износостойкие концевые и промежуточные подшип-ники. Износ радиальных сопряжений РС и подшипни-ков приводит к динамике системы, а износ радиальныхи осевых сопряжений РС — к изменению расходно-на-порных параметров (параметрический отказ). Динами-ка системы в свою очередь влияет на возникновениеотказа по критерию прочности (отказ функционирова-ния) и косвенно — на снижение надежности кабеля.

Закон изнашивания насосной секции представляемв виде мультипликативной зависимости:

J = A × Jрс × (ka, kk, M), (1)

где J, Jрс — соответственно интенсивность изнашива-ния насосной секции и рабочей ступени; ka — абра-

зивный фактор; kk — коррозионный фактор; М — свой-ства материала деталей; А — конструктивный фактор.

Вышеприведенные факторы являются по своей фи-зической сути комплексными. Например, коэффици-ент ka учитывает концентрацию абразивных частиц, ихтип, размеры, форму, твердость.

Критерий работоспособности насосной ступени вы-ражается зависимостью:

h = J / T < [h], (1)

где h и [h] — соответственно величина и допускаемаявеличина износа; Т — время работы (ресурс).

Для практического использования зависимости (1)необходимо провести комплекс испытаний на изнаши-вание РС из различных материалов в абразивосодер-жащей коррозионно-активной жидкости и определитьстепень влияния промежуточных подшипников, их рас-положения по длине насоса на износостойкость (кон-структивный фактор).

Для учета конструктивного фактора были проведе-ны испытания на ресурс насосных секций различногоконструктивного исполнения (с промежуточными под-

15


мм/с

Зависимость вибрации от износа

ресурсный крепеж

Алгоритм формирования отказа Усталостные испытания болтов

а

б

№2/2010

шипниками, «пакетная сборка» и т.д.) в количестве бо-лее 25 штук на горизонтальном стенде. Эти испытанияпозволили получить два принципиально важных ре-зультата.

Во-первых, получена возможность ранжировать на-сосные секции по износостойкости в зависимости отих конструктива, т.е. типа промежуточных подшипни-ков, их расположения. Благодаря этому можно оце-

нить изменение износостойкости насосных секцийвследствие применения различных конструктивныхрешений.

Во-вторых, получена принципиальная зависимостьвиброскорости, ее горизонтальной и вертикальной со-ставляющих от степени износа радиальных сопряжений(см. «Зависимость вибрации от износа»).

Эти результаты имеют большое значение при ис-пользовании ТМС с каналом измерения вибропарамет-ров. Они позволяют более обоснованно выставлятьустановки измерительной системы.

РАБОЧАЯ СТУПЕНЬ

Рабочая ступень (РС) является ресурсоопределяю-щим элементом. Ее необходимо рассматривать и какэлемент динамической системы, и как трибологиче-скую систему. Траектория движения вала с РК имеетпрецессионный характер и сильно зависит от степениизноса подвижных сопряжений. При определенной ве-личине износа периферия колеса начинает контакти-ровать с внутренней поверхностью гильзы НА, а дискиРК — с дисками НА. Кроме того, могут возникать эро-зионные процессы («промыв»). Причем наблюдаетсявзаимовлияние процессов изнашивания радиальных иосевых сопряжений и влияние их на динамику насос-ной секции. Многообразие указанных факторов и про-цессов серьезно осложняет исследование ресурсныххарактеристик РС.

Поэтому разработан оригинальный стенд (патент наизобретение №2371694) для испытаний РС на ресурс,который, по сути, является физической моделью РС ипозволяет исследовать траекторию движения вала призадаваемых в опыте динамических параметрах, обес-печивать различные формы износа радиальных сопря-жений, измерять осевую силу (см. «Стенд для испыта-ния рабочих ступеней»). Испытания проводят при за-мкнутом и разомкнутом контурах движения абразива,который подается в систему с помощью дозатора, вкоррозионно-активной или нейтральной средах.

Для оценки ресурса РС вводятся следующие ре-сурсные характеристики РС:

16


Стенд для испытания рабочих ступеней

Рекомендуемая к применению структура основных отказов и их причин

№2/2010

• скорость изнашивания радиальных сопряжений Vрс;

• скорость изнашивания осевых сопряжений Vос;

• коэффициент стойкости к коррозионно-эрозионно-му разрушению kк;

• коэффициент асимметрии износа.Скорость изнашивания сопряжений Vрс и Vос рас-

считывается как отношение суммарного износа кон-тактирующих деталей к времени работы. Коэффици-ент стойкости к коррозионно-эрозионному разруше-нию kк определяют по формуле:

Методика определения следующая. Измеряют массу образца ΔМ до опыта и вычитают

из нее массу изношенного материала подвижных со-пряжений Δmc. Величину Δmc получают расчетным пу-тем, измеряя разницу размеров каждого сопряжения врезультате износа. На основании этих измерений вы-числяют объем и массу, зная удельный вес материала.

Коэффициент асимметрии износа определяют че-рез отношение износов контактирующих деталей. Он,по сути, является и критерием ремонтопригодности.

Проведенные испытания различных типов РС поз-волили получить интересные и полезные результаты.

Измерения осевой силы РС показали, что рабочиеступени одной производительности сильно различаются(см. «Измерение осевой силы РС»). Осевая сила нарядус материалами шайбы РК и бурта НА влияет на скоростьизнашивания осевых сопряжений. Поэтому производи-тель должен знать ее величину. В зависимости от рео-логических свойств жидкости (вода, масло, эмульсия)величина осевой силы изменяется. Особенно интересныизменения при разных соотношениях «вода/масло».

Разработанная методика дает более корректныесравнительные результаты. Так, например, если сравни-вать нирезист и порошковый материал типа ЖГр1Д15или ЖГр1Д25 только по результатам абразивного изна-

шивания, то оба материала обладают приблизительноодинаковой износостойкостью. Принципиально картинаменяется, если жидкость обладает коррозионной актив-ностью. В этом случае склонность к коррозионно-эро-зионному разрушению у порошковых материалов значи-тельно выше, чем у нирезиста. И лишь высоколегиро-ванные порошковые материалы по комплексу свойствидентичны нирезисту. На основании полученных резуль-татов была инициирована программа разработки низко-легированных порошковых материалов.

Комплексные испытания РС различных производи-телей позволили получить ресурсные характеристикидля всех применяемых при их изготовлении материалов(нирезист, серый чугун, порошковые материалы, стали),которые использованы при разработке техническихтребований на оборудование.

Результаты исследования износостойкости промежу-точных подшипников из керамических материалов на-шли отражение в более ранних публикациях (см., напри-мер: Смирнов Н.И. Ресурсные испытания ЭЦН: тест наизнос.//Нефтегазовая вертикаль, №12, 2008, 168-171).

ГАЗОСЕПАРАТОР

Ресурсоопределяющим элементом газосепаратора(ГС) является защитная гильза или в более общем слу-

17


№2/2010

Измерение осевой силы РС

РС после эксплуатации РС после опыта

Исследование износостойкости материалов

чае — корпус. С другой стороны, применяемые в ГСсуперкавитирующие колеса и другие устройства, ин-тенсифицирующие турбулизацию пластовой жидкости,являются источником интенсификации процессов раз-рушения деталей ГС. Причем физически процессыкоррозионно-эрозионного разрушения НА и ГС вопределенной степени идентичны. Поэтому целесооб-разно к выработке методов испытаний, моделирова-нию процесса подходить с единых позиций.

Физическая природа «промыва» заключается в воз-действии на поверхность детали вихреобразного пото-ка жидкости (см. «Моделирование коррозионно-эро-зионного процесса»).

Наличие в жидкости абразивных частиц и химическиактивных веществ усиливает процесс разрушения. Мо-делирование процесса разрушения этого вида на стенде(см. «Стенд для испытания рабочих ступеней»), позволи-ло получить аналогичный реальному вид разрушения НА.

Из теоретических соображений для описания про-цесса разрушения («промыв») можно предложить за-висимость скорости изнашивания V деталей ГС и НА отвлияющих параметров:

V = f (рН, q, ωМ, d, HB), (1)

где: рН — коррозионная активность среды, ωМ —местная скорость потока, q, d — концентрация и раз-мер абразивных частиц соответственно, НВ — твер-дость частиц.

Ресурс Т определяется по формуле:T = h/V,

где: h — толщина стенки НА; V — толщина стенки кор-пуса и защитной гильзы.

Основными путями снижения склонности устройствк «промывам» являются следующие:

• применение материалов с высокой стойкостью кгидроабразивному и коррозионно-эрозионномуизнашиванию;

• снижение вихреобразования и местной скоростипотока;

• увеличение толщины стенки.

Для оценки требуемых свойств материалов разра-ботана методика и стенд, позволяющий проводить ис-пытания материалов в абразивосодержащей корро-зионно-активной среде (см. «Исследование износо-стойкости материалов»).

Образцы материалов размером 23х15х3 мм уста-навливаются на вращающийся ротор, в котором черезсопла на образец воздействует струя модельной жид-кости.

Опыты, проведенные на стенде с различными ма-териалами, подтвердили правильность гипотезы раз-рушения (см. «Результаты исследования износостой-кости материалов»).

Из таблицы видно, что мало отличающийся износдля разных материалов при воздействии только струиводы с абразивом резко изменяется в условиях ком-бинированного воздействия абразива и коррозионно-активной жидкости.

ПОСЛЕЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ АНАЛИЗ

Логическим завершением работ по моделированиюпроцессов разрушения, исследованию свойств мате-риалов, оценке конструктивных решений являетсяпослеэксплуатационный анализ. Он проводится на ос-нове специально разработанной методики, учитываю-щей особенности процесса изнашивания насосных си-стем, и позволяет получить практически полезные ре-зультаты.

Результаты послеэксплуатационного анализа ис-пользуются, во-первых, при совершенствовании систе-мы GAMS, а во-вторых, при формировании техническойполитики по повышению надежности и ресурса УЭЦН.

Например, обработка результатов по износу ради-альных и осевых сопряжений 60 ЭЦН, позволяет сде-лать вывод о том, что по износу радиальных сопряже-ний оборудование для данных условий эксплуатацииимеет значительный запас, а по износу осевых сопря-жений запас небольшой (см. «Износ радиальных иосевых сопряжений»). Поэтому техническая политикадолжна быть направлена в этом конкретном случае наповышение осевой износостойкости ЭЦН.

18 №2/2010


Износ радиальных и осевых сопряжений

Результаты исследования износостойкости материалов

Материал 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

По 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 скважинООО «РН-Юганскнефтегаз» составляют скважины сконцентрацией взвешенных частиц (КВЧ) от 100 до 500мг/л (см. «Структура действующего фонда по содер-жанию КВЧ»). Структура мехпримесей — это частицыгорной породы, частицы, образующиеся от разруше-ния скелета пласта, и проппант после ГРП.

Для профилактики и борьбы с отказами погружногооборудования по мехпримесям осуществляется не-сколько групп мероприятий.

Во-первых, это контроль вывода на режим и экс-плуатации установок. Проводятся контрольные про-верки качества вывода на режим и эксплуатации сква-жин с выездом в ЦДНГ и оформлением акта проверки.Все 100% выводов скважин на режим после ГРП про-изводятся с помощью частотных преобразователей.

Во-вторых, технологи и операторы по ДНГ проходятпроверку на знание регламентов по работе с УЭЦН.Операторы ДНГ и технологический персонал проходятобучение по работе с погружными установками. В свою

очередь, работа УЭЦН контролируется по показаниямпогружных датчиков. И наконец, проводятся комис-сионные проверки качества настроек станций управ-ления (СУ) и частотно-регулируемых приводов (ЧРП).

Непосредственная борьба с мехпримесями и высо-кими уровнями КВЧ сопряжена с внедрением фильт-ров для защиты УЭЦН от мехпримесей, шламоулови-телей ШУМ, входных фильтров-модулей ЖНШ, а такжеЭЦН износостойкого исполнения.

Третья, немаловажная группа мероприятий относит-ся к подготовке скважин и состоит из:

• осуществления контроля очистки желобных и до-ливных емкостей с отбором проб на КВЧ;

• обеспечения технологического сопровождения бри-гад ТКРС службой супервайзинга;

• очистки призабойных зон и стволов скважин, в томчисле колтюбинговыми установками (гибкими тру-бами).

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРОВ

Мы применяем фильтры различной конструкции, втом числе забойные фильтры, фильтры под УЭЦН ифильтры в составе УЭЦН (см. «Применение фильтровразличной конструкции»).

Фильтр ФС-73 относится к группе забойных (см.«Опыт внедрения скважинных фильтров ФС-73»). Ще-левой фильтр устанавливается в зоне перфорации спомощью отсекающего пакера и комплектов перевод-

20

ОПЫТ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ В ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

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


№2/2010

Структура причин отказов УЭЦН в 2009 г. по ДК

21


№2/2010

Структура действующего фонда по содержанию КВЧОпыт внедрения скважинных фильтров ФС-73

Применение фильтров различной конструкции

Группа Наименование Производитель Краткое описание Фильтро элементТонкость

фильтрации,мкм

ЗабойныеФильтр

скважинныйФС-73

ОАО«ТЯЖПРЕССМАШ»

Щелевой фильтр, устанавливается в зонеперфорации с помощью отсекающего

пакера 3ПОМ-Ф и комплектов переводников (2 переводника — нижний безопасный и

верхний с левой резьбой)

Высоколегиро-ванная сталь

300

Под УЭЦНФильтр-

насадка ФНТЗАО ПО «СТРОНГ»

Щелевой фильтр с пакером ПРС-146, устанавливается под УЭЦН.

Крепится к корпусу ПЭД

Высокопрочнаяпрофилирован-ная нержавею-

щая сталь

200

В составеУЭЦН

ШУМЗАО «НОВОМЕТ-

Пермь»

Работает в составе погружной установки вкачестве дополнительной модуль-секции,

устанавливаемой между входным модулемили газосепаратором и нижней секцией насоса

Для взвешенныхтвердых частиц

Все размеры

МВФЗАО «НОВОМЕТ-

Пермь»

Работает в составе погружной установки вкачестве дополнительной модуль-секции,

выполняет роль входного модуля.Устанавливается между гидрозащитой и

нижней секцией ЭЦН. Возможна установкатолько газосепаратора без входного модуля

Многослойный 250

ЖНШЗАО «НОВОМЕТ-

Пермь»

Щелевой фильтр, работает в составепогружной установки вместо входного модуля.

Устанавливается между гидрозащитой инижней секцией ЭЦН. Возможна установка

только газосепаратора без входного модуля

Высокопрочнаяпрофилирован-ная нержавею-

щая сталь

200

ЖНША ОАО «Алнас»

Внедрено ПоднятоСНО до спуска

фильтраКоличество

рейсов УЭЦНСНО после спуска

фильтра

43 29 41 118 146

ников. Фильтроэлемент изготовлен из нелегированнойстали и обеспечивает тонкость фильтрации 300 мкм.

Основное преимущество данного фильтра состоитв возможности осуществления нескольких рейсовУЭЦН без подъема фильтра. Основные недостатки со-пряжены с увеличением времени на ТРС (за счет скре-перования колонны и дополнительной СПО для посад-ки пакера с фильтром), риском прихвата и аварии приизвлечении фильтра, а также со снижением притокапри засорении.

Следующий из внедрявшихся фильтров — ФНТ про-изводства ПО «СТРОНГ» (см. «Опыт внедрения фильт-ров ФНТ»). Это фильтр-насадка, щелевой фильтр, кото-рый вместе с пакером ПРС-146 устанавливается не -посредственно под УЭЦН. Фильтроэлемент —вы сокопрочная профилированная нержавеющая стальс тонкостью фильтрации 200 мкм. Фильтр работает хо-рошо, 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 фильтрМВФ (см. «Входной модуль МВФ»). В период с 2005 по2008 год мы внедрили более 230 комплектов этихфильтров. Фильтр работает в составе погружной уста-новки в качестве дополнительной модуль-секции сдвухслойным фильтрующим элементом из пеноникеля.Устанавливается между входным модулем или газосе-паратором и нижней секцией насоса. Тонкость фильт-рации составляет 250 мкм.

У этого фильтра также есть свои недостатки. Во-пер-вых, высокая стоимость (250–300 тыс. рублей). Во-вто-рых, мехпримеси и проппант остаются в фильтре (за-бивается фильтрующий элемент). И, наконец, в-третьих,конструкция предусматривает высокий процент заменыосновных деталей при ремонте (фильтрующие элемен-ты — 100%, подшипниковые узлы — свыше 50%). Ины-ми словами, фильтр неремонтопригоден и поэтому в на-стоящее время нами не закупается.

Щелевой фильтр-модуль ЖНШ также работает в со-ставе погружной установки вместо входного модуля (см.«Входной фильтр-модуль ЖНШ»). Фильтр устанавлива-

22


Опыт внедрения фильтров ФНТ

Внедрено Поднято СНО до спуска фильтра СНО после спуска фильтра

32 32 39 126

Входной модуль МВФ

Входной фильтр-модуль ЖНШ

№2/2010

ется между гидрозащитой и нижней секцией УЭЦН; воз-можна установка только газосепаратора без входногомодуля. Фильтроэлемент — высокопрочная профили-рованная нержавеющая сталь. Тонкость фильтрации —200 мкм. В период с 2006 по 2008 год внедрено более300 комплектов. Основные преимущества фильтра со-стоят в том, что он применяется в составе УЭЦН и ре-монтопригоден. Основной недостаток — это, конечно,высокая стоимость (250–300 тыс. рублей).

Фильтр-модуль ЖНШ применяется, в основном, длязащиты отечественных УЭЦН и, прежде всего, послеГРП и на скважинах с КВЧ более 100 мг/л для УЭЦНобычного исполнения и более 500 мг/л для УЭЦН из-носостойкого исполнения.

Применяются фильтры ЖНШ для защиты УЭЦН 5-го габарита производительностью до 220 м /сут. (в за-висимости от длины ЖНШ от 4 до 6 м), а также для дляУЭЦН габарита 5А производительностью до 440 м3/сут.(в зависимости от длины ЖНШ от 5 до 12 м).

Шламоуловитель ШУМ, как и два предыдущихфильтра, также работает в составе УЭЦН в качестведополнительной модуль-секции (см. «ШламоуловительШУМ»). Фильтроэлемент — шламоотстойник для взве-шенных твердых частиц. С 2005-го года внедрено бо-лее 400 комплектов. Основные преимущества: опять-таки модульная конструкция в составе УЭЦН и ремон-топригодность. Основные недостатки сводятся кнеэффективности при применении после ГРП и к тому,что фильтроэлемент быстро забивается при большихзначениях КВЧ. Кроме того, производительностьфильтра достаточно низка — до 200 м3/сут.

Критерии применимости: фильтр спускается в сква-жины с КВЧ более 100 мг/л для УЭЦН обычного испол-нения и с КВЧ до 500 мг/л для УЭЦН износостойкогоисполнения.

В зависимости от габарита УЭЦН и максимальнойпропускной способности ШУМ применяются для УЭЦН5-го габарита с производительностью не более 125м3/сут, и для УЭЦН габарита 5А производительностьюне более 200 м3/сут.

23


№2/2010

Шламоуловитель ШУМ Сепаратор мехпримесей ПСМ5-114

Испытания сепаратора мехпримесей ПСМ5-114

Датазапуска

Место-рождение

№скв.

СНО довнедрения

ПСМ (по 3-мпоследним

наработкам)

Нара-боткас ПСМ

Текущеесостояние

Прироств НО

01.08.08 М-Б 7600 179 536 В работе 357

20.09.08 Прб 2108 83 122 R-0 14.01.09 39

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 16 69 ППР 19.10.08 53

163 274 111

НОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ

В 2008-м и 2009-м годах в компании «РН-Юганск-нефтегаз» испытывалось новое оборудование для за-щиты от мехпримесей — сепаратор мехпримесейПСМ5-114 производства «Новомет-Пермь» обеспечи-вает сепарацию и накопление в контейнере механиче-ских частиц, защиту УЭЦН от пикового выноса меха-нических примесей из пласта при пуске УЭЦН, двух-ступенчатую сепарацию газа и оборудовангидравлическим разобщителем (см. «Сепаратор мех-примесей ПСМ5-114»).

Испытания пяти комплектов показали среднюю на-работку на отказ на уровне 274 суток после внедренияоборудования (до внедрения — 163 суток). Таким об-разом, рост наработки составил порядка 111 суток(см. «Испытания сепаратора мехпримесей ПСМ5-114»). По результатам испытаний мы приняли решениео приобретении 40 комплектов в 2010 году.

Принцип работы сепаратора следующий. Поток ча-стиц проходит через сепаратор, который приводитсяв действие приводом погружного двигателя, и гидрав-лический разобщитель не позволяет мехпримесямпроходить выше сепаратора.

Новое оборудование защиты от мехпримесей, ко-торое мы планируем испытывать в этом году, — уста-навливаемые под УЭЦН фильтры ФПБН ООО «Борец»с фильтроэлементом в виде сетки и разобщителем.На испытании сейчас находятся два комплекта. Поскважине 6685 на Приразломном месторождении на-работка составила 43 суток после ГРП — остановкапо ГТМ (ОПЗ). В скважине 2443 на Правдинском м/рзафиксировано непрохождение фильтра в скважинупри спуске.

Планируем испытания противоточных фильтров (то-же под УЭЦН) производства ЗАО «СТРОНГ». В кон-струкции использована фильтр-насадка противоточ-ная центробежная для часто ремонтируемых по при-чине высокой КВЧ скважин.

Кроме того, мы планируем испытать центробежныйнасос с открытой ступенью производства компании«Новомет». Это погружной низкодебитный насосЭЦН05-20, предназначенный для работы в условиях по-вышенного выноса мехпримесей и газосодержания.КПД составляет 35%.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАЩИТЫ ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ

В качестве новой технологии для защиты от меха-нических примесей в нашей компании испытывалсяметод разогрева призабойной зоны пласта (ПЗП) длякрепления проппанта RCP (см. «Разогрев ПЗП длякрепления RCP проппанта»).

Проппант марки Fores RCP покрыт фенолформаль-дегидными смолами. Его склеивание начинается придавлении выше 1000 psi (69 атм.), а при атмосферномдавлении сшивание RCP проходит при температуревыше 90°С.

Как показали исследования, при производстве ГРПтемпература пласта может опускаться до 45°С, чтоухудшает склеивание проппанта RCP. В качестве ра-зогревающего состава применяются специальныекомпозиции, которые при смешивании на забое выде-ляют большое количество теплоты (зафиксированоувеличение температуры на забое до 140°С).

Опыт реализации технологии позволил выявить рядпараметров для обязательного анализа перед приня-тием решения о необходимости термозакрепленияпроппанта после ГРП. Во-первых, это наличие и объемпроппанта с RCP покрытием, закаченного в пласт приГРП. В-вторых, температура пласта должна быть менее90°С. Также необходимо анализировать пластовоедавление, изменения забоя скважины, причины про-шлых отказов УЭЦН (результаты разбора), время ра-боты скважины после ГРП (эффективно до 30 суток)и после следующего ремонта. И, конечно, нужно учи-тывать проведение сопутствующих ОПЗ (исключитьприменение ТЗП совместно с кислотными ОПЗ ввиду

24 №2/2010


Разогрев ПЗП для крепления RCP проппанта Наложение осложнений друг на друга

негативного влияние любой кислой и щелочной средына покрытие RCP проппанта).

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Успех в решении любой проблемы и борьбы с лю-бым осложнением в первую очередь зависит от ква-лификации кадров. Подготовка специалистов, кото-рые знают и умеют применить оборудование и техно-логии — самое главное направление работы вкомпании «РН-Юганскнефтегаз».

Важно также отметить, что при использовании обо-рудования и технологий защиты УЭЦН от мехпримесейостается фонд скважин с другими осложнениями (см.«Наложение осложнений друг на друга»). Осложнения«накладываются» друг на друга, и правильная страте-гия работы в этом направлении должна включать ком-плексные мероприятия.

На 2010 год мы запланировали проведение испыта-ний высокооборотного комплексного оборудования«АНИКС». Цель заключается в достижении максималь-но возможного дебита скважин при падающей добыче.Это в основном ввод новых скважин, где идет умень-шение потенциалов скважин. Вторая цель проекта —сокращение числа подъемов УЭЦН по разным геоло-го-техническим мероприятиям либо после отказоввследствие выхода работы установок за «левую гра-ницу» диапазона рабочих характеристик УЭЦН. Но ос-новная цель, конечно, состоит в сокращении отказовпо причине засорения установок мехпримесями.

«АНИКС» — это высокооборотное комплексное на-сосное оборудование, способное работать в широкомдиапазоне подач от 100 до 300 м3/сутки при неизменномдинамическом уровне. В основном целевой фонд — этофонд вновь введенных скважин. Потенциал внедрениятехнологии в «РН-Юганскнефтегазе» составляет 670скважин со средним дебитом по жидкости в 133 м3/сут-ки и дебитом по нефти в 79 т/сутки.

Сейчас мы планируем испытание 6-ти комплектовУЭЦН АНИКС с приводами «Новомет» (2 привода),НПК «ЛЕПСЕ-Нефтемаш» (2 привода) и «Борец» (2привода).

25


№2/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: 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 ме-ханических примесей, обнаруженных при демонтаже в контейнере?А.Г.: Дело в том, что мы их испытали буквально в прошлом году, но сами установки неразбирали. Мы смотрели на износ ЭЦН. Он был меньше.

Вопрос: Изменение частоты работы установок — это метод борьбы с мехпримесями илиметод интенсификации?А.Г.: Мировой опыт показывает, что залповый вынос мехпримесей происходит, если мырезко увеличиваем депрессию на пласт при запуске на 50 Гц. Соответственно, при запускена 40 Гц при тех же условиях вынос меньше. У нас есть методика именно по увеличениючастоты на таких скважинах. В течение одного-двух дней мы собираем информацию поКВЧ и принимаем решение, увеличивать нам частоту дальше или не увеличивать или по-дождать 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, егоразмера и так далее — на последующий вынос мехпримесей? То есть не работали ли выв этом направлении с предприятиями, которые ГРП производят?А.Г.: Мы анализировали и не получили однозначного ответа. Для себя сделали вывод, чтоэти параметры не влияют на «отказность». Положительно влияет только освоение ком-плексами с гибкой трубой после ГРП.

Вопрос: По оборудованию «СТРОНГ». Вы сказали, что 25% отказов — это пакеры. Этоконструктивный недостаток?Реплика (ПО «СТРОНГ»): Действительно, в первых конструкциях наших пакеров была кон-структивная недоработка самого узла раскрытия пакера. В случае заметной кривизныствола 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. Смехпримесями более или менее мы справляемся, с солеотложениями тоже знаем, какбороться. 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, какнам определить, насколько его засыпало, для того чтобы принять решение по каждойотдельной установке. Не исключено, что частично снижение потенциала идет из-за пе-ресыпания забоя. Но как определить в первый момент работы установки, происходитли это из-за пересыпания или из-за неустановившегося режима? Мы больше скло-няемся к неустановившемуся режиму. И мы либо ждем отказа, либо проводим опре-деленное ГТМ. Что же касается зумпфа, то по регламенту он у нас должен быть неменее 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.

Сегодня 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.

Одним из важных факторов, осложняющих работуУЭЦН, является присутствие механических примесейкак в скважине, так и в пластовой жидкости. Мехпри-

меси способствуют снижению гидродинамических ха-рактеристик скважины путем кольматации призабой-ной зоны пласта, засорения забоя скважины, увеличе-ния вибрации и более интенсивного износа ЭЦН. Приэтом происходит порча дорогостоящего оборудова-ния. Все это приводит к трудоемким и дорогим ремон-там как скважин, так и оборудования, а в итоге к значи-тельным потерям как в денежном эквиваленте, так вдобыче нефти.

Присутствие мехпримесей в скважинах обусловле-но несколькими причинами:

• рыхлые неустойчивые породы пласта (вынос частицпороды);

• занесение мехпримесей (песка) в призабойную зо-ну пласта (ПЗП) во время проведения ТКРС, буре-ния, ГРП и т.д.;

• закачка в скважину неподготовленных жидкостейглушения (грязные растворы).

26

ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ТПП «ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ» МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ НЕГАТИВНОГО ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ НА РАБОТУ ГНО

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


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

Засорение механическими примесями

Засорение УЭЦН механическими примесями с наработкой2-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

№2/2010

27


№2/2010

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

Причина ремонта

2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. +/- 2004 г. — 2009 г.

Средне-мес.

значение2004 г.

% от числаремонтов,не отрабо-тавших га-рантийный

срок




срок




срок




срок




срок




срок

Сред-немес.значе-

ние


срок

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ

ФОНД СКВАЖИН УЭЦН2223 2238 2310 2287 2348 2348 125

КОЛИЧЕСТВО РЕМОН-

ТОВ НА СКВАЖИНАХ

УЭЦН

130,9 44% 133,2 46% 142,4 46% 148,8 45% 131,6 53% 120 55% -10,9 11%

КОЛИЧЕСТВО РЕМОН-

ТОВ НА СКВАЖИНАХ

НОГС

73 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 наруше-

ниями 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%

Гидратопарафино -

отложение1,6 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 динамическо-

го уровня8,6 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

мероприятие9,3 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 энерго-

снабжении

0,8 1,1% 1,2 1,7% 0,3 0,4% 0,3 0,5% 0,4 0,7% -0,4 -0,4%


ЦБПО ЭПУ5,0 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%


заводским браком ЭПУ0,1 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%


ремонтом НПО1,6 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% -

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

Между тем, из анализа причин ремонтов скважинна нашем предприятии за последние 6 лет видно, чтодоля отказов ГНО по причинам засорения мехприме-сями колеблется в пределах 11% и занимает предпо-следнее место в списке отказов по эксплуатационнымпричинам (см. «Анализ причин ремонтов скважин, обо-рудованных УЭЦН, НОГС в 2004–2009 гг.» и «Анализпричин ремонтов скважин, оборудованных УШГН,НОГС в 2004-2009 гг.»).

Как известно, во многих вновь осваиваемых насос-ных скважинах значительное количество мехпримесейпоступает из пласта только в первые дни эксплуата-ции. Так и у нас, основная масса отказов ГНО по за-сорению (порядка 80%) приходится на вновь введен-ные скважины из бурения, после забурки 2-го стволаили после проведения ГРП. В дальнейшем при отра-ботке скважины в определенный промежуток времени,как правило, от 150 до 200 суток отказы по причинезасорения на этих скважинах просто исчезают.

Если проследить динамику роста количества ремон-тов из-за засорения ГНО в зависимости от проведениямероприятий по поддержанию заданных объемов до-бычи (ГРП, бурение и т.д.), то по линии тренда видно,что при увеличении числа проводимых мероприятийпроисходит увеличение отказов по засорению (см. «Ко-личество ремонтов НОГС по причине засорения мех-примесями в зависимости от проводимых ГРП и буре-ния 2-х стволов»).

Начиная с 2004 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» ин-тенсивно велось разбуривание юрских отложений За-падного участка Урьевского месторождения. При этомформирование сетки нагнетания для поддержанияпластового давления (ППД) отсутствовало. Поэтому наперспективу ГНО спускалось в скважину на глубину2500–2600 м и эксплуатировалось на высоких депрес-сиях с понижением динамического уровня в скважинахдо глубины 2300–2400 м, так как в дальнейшем по мере

разбуривания участка снижалось пластовое давление.При выводе скважин на режим велся контроль за вы-носом мехпримесей путем отбора проб на КВЧ, ре-зультаты которых показывали огромное содержаниемехпримесей (более 400 мг/л).

Для снижения негативного воздействия мехприме-сей на ГНО было принято решение осваивать скважиныпод нагнетание сразу же после формирования ячейкиразработки, что в свою очередь привело к восстанов-лению пластового давления и улучшению гидродинами-ческих характеристик скважин. Это позволило намограничивать глубину спуска оборудования там, где этовозможно, не допуская понижения депрессии до крити-ческих значений. Таким образом, в 2008 году удалосьснизить число ремонтов по причине засорения (см. «За-падный участок Урьевского месторождения»).

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С ЗАСОРЕНИЕМ

При эксплуатации месторождений с помощью ме-ханизированного фонда большое значение имеют ме-роприятия, предупреждающие засорение глубинно-на-сосного оборудования.

Такие мероприятия в ТПП «Лангепаснефтегаз»можно разделить на три группы.

Первую группу составляют мероприятия, направ-ленные на профилактику отказов по мехпримесям:

• подготовка жидкостей глушения (промывок) на со-лерастворных узлах, использование фильтров очи-стки жидкости, периодическая промывка автоци-стерн осуществляющих доставку жидкости, конт-роль за содержанием КВЧ подготавливаемойжидкости (наличие лабораторий);

• отбор проб на КВЧ при эксплуатации и контроль заих содержанием;

28 №2/2010


Некачественное крепление проппанта при ГРП

Засорение УЭЦНпроппантом в скважине7652 Северо-Поточного

месторождения с наработкой 60 суток.

Второй отказ УЭЦН с засорением после

проведенного ГРП

Экспериментальная сетка — фильтр

• использование во время ТКРС «обтираторов» приспуско-подъемных операциях для предотвращенияпадения посторонних предметов в скважины;

• подготовка насосно-компрессорных труб в усло-виях трубной базы, проведение внутренней мехочи-стки, мойка труб и 100-процентная комплектациярезьбы защитными колпачками.

Вторая группа — мероприятия, направленные на за-щиту ГНО от мехпримесей:

• спуск глубинно-насосного оборудования в износо-стойком 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 профи-лактические промывки ЭЦН;

• уменьшение скорости движения жидкости по пла-сту в призабойной зоне скважины путем регулиро-вания забойного давления;

• уменьшение точки подвеса УЭЦН при подходящихгидродинамических характеристиках скважины,возможность оседания мехпримесей до попаданияна прием насоса;

• использование станций управления с частотнымипреобразователями на повышенной частоте дляувеличения скорости потока жидкости, проходящейчерез насос, и объема перекачиваемой жидкости(промывка насоса собственной жидкостью);

• первичные разборы оборудования на устье сква-жин и принятие дальнейших решений;

• 100-процентное обследование забоя скважин припервом отказе ГНО после ГРП, зарезки 2-го ствола,бурения и т.д.

Третья группа — мероприятия, направленные наудаление мехпримесей (очистку):

• скрепирование эксплуатационных колонн с после-дующей промывкой забоя, при этом осуществляет-ся контроль за КВЧ;

29


№2/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: 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 скрепирова-нии э/к колонн по результатам разбора на устье скважины вышедшего из строя обо-рудования.

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, гдевы приподняли оборудование в среднем до глубины 2350м. А потери по ним сколькосоставляют?М.Ш.: Не оценивали конкретно каждую скважину. При снижении забойного давлениянасос в стабильном режиме, как правило, не работает, происходят частые прорывы газа,отключения УЭЦН. При улучшении гидродинамических условий скважины насос работаетболее стабильно, и понижать забойное давление до критических значений не целесооб-разно. 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 сетка-фильтр? М.Ш.: 122 суток.

Вопрос: А проверяли забой?М.Ш.: На этой скважине забой был пересыпан изначально. После второго отказа мы пы-тались очистить забой, но получили прихват оборудования, который в дальнейшем лик-видировали. 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 меняетсядинамика.

Вопрос: Какие стратегические планы у «Лангепаснефтегаза» по увеличению показателейнаработки? Хотите ли вы достичь 700–800 суток? Если хотите, то как?Реплика («Лангепаснефтегаз»): Первое — это поддержание проектных забойных дав-лений, не допущение снижения забойного давления до критических значений. Втораязадача — контроль за фондом скважин, оборудованных УЭЦН, оснащение погружнымидатчиками термоманометрии и вывод оперативной информации на рабочее место тех-нолога. И, конечно, обучение людей и ужесточение регламентирующих документов.

Западный участок Урьевского месторождения

• на скважинах с низким пластовым давлением про-водится очистка скважины с использованием ком-плекса КОС (комплексная очистка скважины).

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В течение 2009 года в ТПП «Лангепаснефтегаз» на-чали массово внедрять системы погружной термомано-метрии. По состоянию на 1 января 2010 года оснащено10% действующего фонда УЭЦН, в 2010 году заплани-ровано оборудовать термоманометрическими система-ми (ТМС) до 30% действующего фонда УЭЦН. Внедре-ние ТМС позволяет выявлять засорение рабочих узловУЭЦН на ранних стадиях. Начало засорения, как прави-

ло, сопровождается повышением температуры, вибра-цией и ростом давления на приеме УЭЦН. Так, на сква-жине №7097 куста №323 Урьевского месторождения снаработкой 34 суток после ГРП по ТМС был зафикси-рован кратковременный рост температуры, вибрации, ивсе это сопровождалось ростом давления на приемеЭЦН. После просмотра и обработки информации про-вели профилактическую промывку насоса для пред-отвращения засорения ЭЦН (см. «Контроль засоренияЭЦН с помощью термоманометрических систем»).

ТПП «Лангепаснефтегаз» является динамично раз-вивающимся предприятием, готовым к воплощениюновых идей на производстве и испытаниям новых ти-пов оборудования.

30 №2/2010


Контроль засорения ЭЦН с помощью термоманометрических систем

Существенный рост доли отказов УЭЦН на

фонде скважин «Славнефть-

Мегионнефтегаза» 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 скважинОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» составляет поряд-ка 3,5 тыс. скважин. Эта цифра почти поровну распре-делена между группами пластов ЮВ, АВ и БВ (см.«Структура фонда скважин с УЭЦН в ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз»).

С 2000 года доля «юрских» скважин выросла с 11%до 34%. Пласты группы ЮВ характеризуются низкойпродуктивностью, неоднородностью. 74% скважинпосле ГРП. В целом по действующему фонду УЭЦН ко-личество скважин с ГРП увеличилось с 2% до 39%.

Динамика фонда ГРП коррелирует с долей отказовУЭЦН вследствие выноса мехпримесей (см. «ОтказыУЭЦН вследствие выноса мехпримесей»). Мы видим,что в 2000 году доля отказов по мехпримесям состав-ляла всего 8%, а в 2007 достигла уже 32% по всему

32

ОПЫТ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ УЭЦН

В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГО СОДЕРЖАНИЯ

МЕХПРИМЕСЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕАЗ»

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

ЖДАНОВ Александр СергеевичНачальник технологического отдела ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»


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

№2/2010

фонду. По преждевременным отказам — 72%. В 2007году это была превалирующая причина отказовУЭЦН. После разработки и реализации ряда меро-приятий по борьбе с мехпримесями в 2008-2009 годахмы видим снижение доли отказов по этой причине до24% и 19%, по преждевременным — до 37% и 28%соответственно.

Второй фактор выноса мехпримесей — интенси-фикация добычи, то есть увеличение депрессии напласт. При сопоставлении четко прослеживается за-висимость между величиной депрессии на пласт иКВЧ (см. «Зависимость выноса мехпримесей от де-прессии на пласт»).

Состав мехпримесей неоднороден. Приходитсясталкиваться с мехпримесями размером 100 мкм, 600-700 мкм и более (см. «Анализ состава мехпримесей поскважинам»).

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С МЕХПРИМЕСЯМИ

В 2008 и 2009 годах на скважинах предприятия внед-рялись фильтры ЖНШ. В частности, в 2009 году смон-тировали 281 фильтр. Предполагаем за счет этого обо-рудования увеличить наработку на 25 суток: с текуще-го значения 124 суток до 159 суток как минимум (см.«Фильтр ЖНШ»).

По итогам 2008 года за счет внедрения ЖНШ нара-ботка повысилась на 64 суток. Снижение эффектив-ности в 2009 году связано с повторными монтажамиЖНШ и остановками скважин на проведение различ-ных ГТМ и т.п. (в 2009 г. — 34%). При этом наибольшаяэффективность ЖНШ отмечена на скважинах послеГРП. Во втором полугодии 2009 года начато испытаниефильтров ЖНШ производства завода «АЛНАС».

Следующий вид внедрявшегося оборудования — по-гружной сепаратор мехпримесей (см. «Погружной сепа-ратор мехпримесей»). Эффективность использованияэтой технологии в 2008 году составила плюс 40 суток.При этом уровень наработки в 106 суток, конечно, вос-принимается как не слишком удовлетворительный ре-зультат по данной группе скважин, оборудованных ПСМ.

Здесь же следует отметить, что при спуске ПСМ воз-никает много других проблем. В частности, это солеот-ложение. То есть избавляемся от мехпримесей, а полу-чаем соли. В 2008 году по солеотложениям было 7 от-казов.

В 2009 году эффективность технологии — плюс 32суток. Причем по мехпримесям отказов УЭЦН быловсего два, по солеотложению — один.

Пока мы еще не можем точно сказать, эффективнали в целом технология ПСМ для наших скважин. С дру-гой стороны, понятно, что технология очень избиратель-на. При одинаковом значении КВЧ мы наблюдаем раз-ный уровень накопления мехпримесей в контейнерах.

33


Зависимость выноса мехпримесей от депрессии на пласт

Причины преждевременных отказов УЭЦН Отказы УЭЦН вследствие выноса мехпримесей

Отказы узлов УЭЦН

№2/2010

34 №2/2010


Анализ состава мехпримесей по скважинам

Фильтр ЖНШ

35


№2/2010

REDA IZLINE, TD-160

Компрессионные насосы и насосы пакетной сборки

ВЫБОР ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Следующий вопрос, который крайне важен в ра-боте с мехпримесями, — это выбор глубинно-насос-ного оборудования (ГНО). Мы рассматривали УЭЦНREDA IZLINE и TD-160 в качестве оборудования, ко-торое могло бы обеспечить высокую надежность приработе в условиях повышенного выноса мехприме-

сей (см. «REDA IZLINE, TD-160»). Это установки сосевой опорой гидрозащиты, двухопорными ступеня-ми и, что немаловажно, это 5А габарит с производи-тельностью 25 м /сут., то есть низкопроизводитель-ные насосы.

По TD-160 базовая наработка составила 268 суток,прогнозная — 330 суток. Совсем неплохой результатдля насосов такой производительности. По УЭЦН REDA IZLINE прогнозируем 254 суток как минимум.

Также в 2009 году испытывались компрессионныенасосы и насосы пакетной сборки. В данном случае мыговорим об установках REDA DN5800 (компресси -онные) и Centrilift «Центурион» (KP, пакетная сборка).

36


Погружной сепаратор мехпримесей

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

№2/2010

Текущий эффект по установкам REDA — плюс 202суток, по Centrilft — плюс 104 суток (см. «Компрес-сионные насосы и насосы пакетной сборки»).

И, наконец, еще одна из применяемых в «Слав-нефть-Мегионнефтегазе» технологий — спуск на ко-жухе фильтра «РИК». Это колонна 102 мм с проволоч-ным сеточным фильтром. Снизу ставится заглушка испускается на кожухе. В 2008 году мы получили не-плохой эффект — плюс 100 суток (см. «Кожух сфильтром «РИК»). В 2009 году значительного приро-ста не было вследствие повторного спуска фильтров.Прогнозная средняя наработка — 194 суток.

РЕЗУЛЬТАТЫ

В результате проведенной работы показательсредней наработки на отказ УЭЦН с уровня 2006 годав 321 суток вырос к 2009 году до 372 суток (см. «Итогиработы фонда УЭЦН ОАО «Славнефть-Мегионнефте-газ» в 2009 году»). И этот показатель продолжает рас-ти. В 2009 году количество отказов снизилось на 12%.Мы получили хороший экономический эффект, в томчисле в программе по борьбе с мехпримесями.

37


№2/2010

Кожух с фильтром «РИК»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: С чем связана острота проблемы по отказам кабельныхлиний? Виктор Мельниченко: 23%? С недостаточными притоками, в первуюочередь.Вопрос: Не пробовали переходить на нижний интервал, чтобы уйтиот недостаточного притока? В.М.: Пробовали. Пару установок пересыпало, и желание пропало.

Вопрос: Какие стратегические планы на 2010 год? Разобраться с ка-белем и негерметичностью труб, наверное? В.М.: С солями. С трубой мы уже разобрались.

Высокая 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;

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 коллектороввсегда осложняется выносом породы и механическихпримесей, и решение возникающих при этом проблемстановится важнейшей задачей при добыче нефти.Эти осложнения характерны для Варьеганской группыместорождений, на которых компания «Варьеганнеф-тегаз» в настоящее время интенсивно разрабатываетобъекты Покурской свиты (см. «Концентрация мехпри-месей на Ван-Еганском месторождении»).

Разрабатываемый коллектор представляет собойнесцементированный песчаник, вследствие чего

38

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИКРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫСКВАЖИНЫ «ЛИНК»ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВЫНОСА ПЕСКА

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


№2/2010

Концентрация мехпримесей на Ван-Еганском месторождении

Индекс абразивности

оборудование работает в условиях повышенной аб-разивности. Вынос песка достаточно значительный.Бывают случаи, когда при подъеме оборудования 7–8секций НКТ выше насоса оказываются забитыми.

По полученным данным, индекс абразивности ван-еганского песка составляет 80 единиц. При этом мех-примеси в добываемой жидкости содержатся в кон-центрациях 540-900 мг/л. А в ряде случаев их уровеньгораздо выше. Об этом позволяют судить результатыисследований по отобранным пробам.

В ОАО «ТНК-ВР» разработали собственную мето-дику определения индекса абразивности (AI) — ком-плексного качественного показателя абразивнойагрессивности песка при прохождении через подзем-ное оборудование (см. «Индекс абразивности»).

ДАТЧИК СОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ

В рамках работы по оценке и оптимизации борьбыс влиянием мехпримесей на работу скважинного обо-рудования был приобретен датчик ClamPon, которыйфиксирует количество выносимых мехпримесей накаждой отдельной скважине (см. «Датчик механиче-ских примесей ClamPon»). Принцип его действия ос-нован на регистрации уровня энергии от воздействиячастиц при ударе о стенку трубопровода.

В комплект поставки входит программное обеспече-ние, сам датчик и блок регистрации. Монитор частицClamPon при помощи кабеля (4х75 мм2, луженый мед-ный экран с внешней оболочкой) соединяется с бло-ком преобразования сигналов и дальше через COM-порт с портативным компьютером (см. «Схема под-ключения датчика ClamPon»).

Датчик устанавливается на участок на расстояниидвух диаметров трубопровода после изменения на-правления движения потока жидкости и далее с помо-щью кабеля подключается к преобразователю сигна-лов и к ПК, которые можно расположить в блоке мест-ной аппаратуры (БМА).

Мы установили датчик на скважину №400 куст №10Ван-Еганского месторождения 19 января 2010 года.Режим по скважине 590м /27т/95%, пласт АВ1-2, мех-

примеси 100 мг/кг (см. «Установка датчика на скважину400/10»). В процессе записи параметров была про-изведена смена частоты работы ЭЦН DN-4300 с 55 до50 Гц и затем с 50 до 55 Гц.

Количество мехпримесей, которое мы получали поэтой скважине в результате отбора проб, составлялодо 100 мг/л. Обработка данных прибора ClamPon пока-зала интересное распределение (см. «Расчет данных,полученных от датчика ClamPon»). Если мы раньше го-ворили, что у нас залповые выносы происходят толькотогда, когда мы запускаем УЭЦН и выводим скважинуна режим, то теперь мы понимаем, что это не так.

39


Схема подключения датчика ClamPon

Датчик механических примесей ClamPon

№2/2010

Межремонтный период скважины, о которой идетречь, составляет более 400 суток. Спущена установкаREDA 4300 (Нирезист 4-го типа). Это самое современ-ное на сегодняшний день оборудование в мире. Темне менее, эта установка у нас недавно отказала. И при-чиной отказа были как раз мехпримеси.

Как видно из графика, при работе установки про-исходят залповые выносы мехпримесей даже при ста-бильном режиме работы оборудования. Этим объясняет-ся тот факт, что при каждом заборе проб лабораториявыдавала разные данные по КВЧ. Даже при стабильном,на первый взгляд, режиме работы оборудования возни-кают процессы разрушения породы пласта, в результа-те чего мы получаем вынос мехпримесей. И это сказы-вается на режиме работы оборудования.

ВНЕДРЕНИЕ ЭЛЕКТРОВИНТОВЫХ НАСОСОВ

Для повышения эффективности работы скважин сбольшим содержанием мех примесей в добываемойпродукции мы решили испытать ряд новых технологий.

В первое время внедрялись сдвоенные винтовые на-сосы, поскольку винтовые насосы способны работать

с большим количеством мехпримесей. Недостаткомбыло то, что в сдвоенных винтовых насосах каждый от-дельный винт работал в своей обойме с независимымот другого винта отбором жидкости. В результате в за-зоре между обоймой верхнего винта и корпуса скапли-вались мехпримеси.

Поскольку качать было некуда, первый эластомерпросто разрывался, выходил из строя. Второй, по-скольку недостаточно было жидкости, для того чтобыпрокачать скопившиеся сверху мехпримеси , тоже от-казывал. Самая большая наработка по сдвоенным вин-товым насосам составила 106 суток (см. «Результатыработы сдвоенных винтовых насосов»).

Учитывая результаты работы сдвоенных винтовыхнасосов с 2008 года, мы внедрили 7 одновинтовых на-сосов с винтовой парой повышенной стойкости к из-носу, способной перекачивать жидкость с содержани-ем абразивных частиц до 10 г/л с вентильным электро-двигателем, способным обеспечить работу насоса от250 об./мин. Возможность внедрения одновинтовогонасоса была обеспечена за счет создания усиленногоузла пяты гидрозащиты для работы с повышенной осе-

40


Результаты работы сдвоенных винтовых насосов

№ скв Куст Пласт Дата отказа Наработка Причина остановки Причина отказа Тип оборудования Тип ВН

6006 37 ПК12 15.06.06 78 Клин мехпримеси УЭВН 350-1800 + редуктор сдвоенный

8036 10 ПК19 13.10.02 317 Клин мехпримеси УЭВН-4100 + редуктор сдвоенный

6006 37 ПК12 12.01.03 1 Снижение R мехпримеси УЭВН-4100 + редуктор сдвоенный

135р А1-1 24.05.06 160 Клин мехпримеси ЭВНБ С1-25-1500 с ВПЭД сдвоенный

6006 37 ПК12 14.01.06 34 Клин мехпримеси ЭВНБ С1-63-1200 с ВПЭД сдвоенный

6006 37 ПК12 18.05.06 94 Снижение R мехпримеси ЭВНБ С1-63-1200 + редуктор сдвоенный

3054 40 ПК19 16.01.06 44 Клин мехпримеси ЭВНБ С1-63-1200 с ВПЭД сдвоенный

2010 2 ПК1-2 08.01.05 168 ГТМ ГТМ ЭВНР-20-1200+ редуктор сдвоенный

698 36 ПК12 16.03.06 111 Отсутств. Q мехпримеси ЭВНР-20-1200+ редуктор сдвоенный

6006 37 ПК12 14.03.05 56 Отсутств. Q мехпримеси ЭВНР-20-1200+ редуктор сдвоенный

Установка датчика на скважину 400/10

№2/2010

вой нагрузкой (см. «Внедрение одновинтовых насосовс погружным вентильным электродвигателем»).

Мы поставили перед заводом «Борец» задачу сде-лать такой же винтовой насос, как в случае штанговогопривода, с нулевым зазором между эластомером и ро-тором и с большей его длиной.

От проблемы мы окончательно не избавились, нооборудование оказалось работоспособным после раз-борки. Если ЭЦН после такой эксплуатации простоприходил в негодность и списывался, мы заново спус-кали насосы в скважину после ремонта на сервиснойбазе. В некоторых случаях производили до 7 спусков(см. «Динамика монтажей и наработки УЭВН»)

Тем не менее до окончания гарантийного периодаработы (180 суток с учетом КВЧ) большая часть уста-новок не доработала (см. «Суммарная наработкаУЭВН»). В семи случаях установки поднимали в связис геолого-техническими мероприятиями (ГТМ). В один-надцати случаях причина — мехпримеси. Также сказы-валась работа в периодических режимах, некачествен-ный ремонт винтовых насосов. И все же основной при-чиной отказа этих винтовых насосов были именномехпримеси (см. «Причины отказов УЭВН»).

ДЕСЕНДЕРЫ

Следующим этапом было внедрение десендеров(см. «Принцип действия десендера»). Применялись де-сендеры и пескоотделители гравитационного и цен-трифужного типов. Гравитационные десендеры — этороссийская разработка, центрифужные — зарубежно-го производства группы ESP.

В 2007-2008 годах в ООО «СП «Ваньеганнефть» быловнедрено 30 десендеров. Рост наработки по скважинамсоставил порядка 100 суток (см. «Анализ результатоввнедрения десендеров»). Тем не менее отказы продол-жались. В условиях наиболее интенсивного выноса мех-примесей пересыпался интервал перфорации, запол-нялся контейнер в десендере, прекращался приток изскважины. Приходилось делать ремонт, извлекать пакери поднимать сам контейнер вместе с десендером.

41


№2/2010

Расчет данных, полученных от датчика ClamPon

Первоначально использовались пакеры FH BakerHughes. У них был единственный недостаток: они немогли выдерживать высокую нагрузку. Перешли на па-керы 5ПМС, увеличили длину контейнера, что позво-лило по ряду скважин увеличить наработку на отказ до400 суток.

Один из примеров — скважина №859. Она ушла из-за частых ремонтов в бездействие со средним МРП 83суток. После спуска десендеров скважина отработала414 суток. Но мы на этом не стали останавливаться,стали искать новые технологии, которые бы позволилинам еще выше поднять этот порог.

Так мы, в частности, пришли к гравийной набивке.

ГРАВИЙНАЯ НАБИВКА

В чем заключается суть технологии? За колонну за-качивается песок. Песок может удержать только такойже песок, который будет находиться там в распираю-щем состоянии, предотвращающем дальнейшее раз-рушение пласта (см. «Гравийный фильтр»).

Были проведены работы на двух скважинах. Высо-кая стоимость внедрения объяснялась использовани-ем импортного оборудования и привлечением ино-странных специалистов. Вместе с тем, поскольку однаиз скважин, которая была закончена горизонтальнымспособом с гравийной набивкой, обеспечила наработ-ку 1000 суток на пластах Покурской свиты, мы решили

42


Внедрение одновинтовых насосов с погружным вентильным электродвигателем

Динамика монтажей и наработки УЭВН

№2/2010

провести такие же работы на скважинах, которые бы-ли закончены до этого. Таким образом, мы перешлина вышележащий пласт группы ПК.

В обсаженном стволе такие работы проводилисьвпервые на территории Российской Федерации. К про-екту мы привлекли ведущих мировых специалистов вданной области. Работу выполняла компания Weather-ford. Закачку пропанта осуществляла компания NewCoWell Service. Кроме того, со стороны ТНК-ВР присут-ствовали представители из Хорватии, где часто при-меняется этот способ гравийной набивки.

Благодаря тому, что песок и выбранный нами про-ппант стали удерживать мехпримеси, вначале мы на-блюдали лишь вынос мелких фракций песка (см. «КВЧпосле гравийной набивки»). После 6 суток работы КВЧуже значительно уменьшилась, поскольку произошло

43


Суммарная наработка УЭВН

Причины отказов УЭВН

Принцип действия десендера

№2/2010

уплотнение гравийной набивки. По истечении 16 сутокмы наблюдали только гидроокислы железа. Содержа-ния кварца удалось свести к минимуму. Остался толькокальцит. К сожалению, с удалением одного из ослож-няющих факторов на первый план выходят другие.

Мы провели химический анализ пласта и выявиливключения, которые могут образовывать соль. Соот-ветствующие скважины сразу были включены в гра-фик работ по предотвращению солеотложения.

ТЕХНОЛОГИЯ «ЛИНК»

Следующая из внедрявшихся технологий — техно-логия «ЛИНК» задумывалась как комплекс мероприя-тий. Ее основной элемент — полимер, смешанный сзакрепителем и газообразователем, который вспени-вается в пласте, образуя поровую прослойку, напоми-нающую по своей структуре пемзу. Песок оказываетсясвязанным, что предотвращает последующее разру-шение пласта.

Операция включает в себя закачку буферной ото-рочки (6-8 м3); закачку рабочего состава (0,7-0,8 м на1 метр эффективной толщины); закачку гидрофобнойжидкости (товарная нефть, солярка и т.п.) объемом в1,5-2,0 раза больше объема закачанного рабочего со-става; выдержку на реагирование и отверждение; по-степенный ввод скважины в эксплуатацию.

В первую очередь для испытания технологии быливыбраны скважины, которые вообще никак не работа-ли даже с винтовыми насосами. Средняя наработка

44


Анализ результатов внедрения десендеров

Параметр До внедрения После внедрения

Наработка на отказ 88 171

Количество отказов 69 41

Отказы из-за мехпримесей 33 18

КВЧср 144 105

Полеты 5 3

Гравийный фильтр

№2/2010

оборудования в первой скважине (№1745) составляла7 суток. Были вложены средства в капитальный ре-монт. Перешли на объект ПК14, но скважина так и неработала: постоянно вытаскивали песок, пересыпалсяинтервал перфорации.

После применения технологии и трех месяцев не-прерывной работы скважины было принято решениео внедрении «ЛИНК» на 5 других скважинах. На сего-дняшний день эта технология получила повсеместноеприменение.

Дебит по жидкости зависел от того, сколько поли-мера и сколько газообразователя мы закачивали. Впервые скважины после 1745-й (№№450 и 701) газо-образователя закачали меньше, чем следовало, по-скольку это был первый опыт использования данного

реагента в России. В итоге мы получили значительныйскин-эффект с соответствующим снижением притока.Впоследствии некоторые подобные скважины при-шлось дополнительно перфорировать. При этом об-водненность продукции по этим скважинам оказаласьменьше, чем была до проведения работ.

На скважине 356 были проведены работы по выводуиз бездействия. Была закачана пачка «ЛИНК» с повы-шенным содержанием полимера, чтобы снизить обвод-ненность продукции. В результате скважина была выве-дена из бездействия после 100-процентного обводненияпродукции (см. «Наработка на отказ по скважинам По-курской свиты до и после применения технологии«ЛИНК»). Данную технологию можно параллельно рас-сматривать как технологию для проведения ОВП.

45


КВЧ после гравийной набивки

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

№2/2010

46 №2/2010


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.

В целом по всему фонду скважин, где были про-ведены эти мероприятия, мы получили прирост понефти на уровне плюс 4 т/сутки (см. «Дебит по нефтипо скважинам Покурской свиты до и после примене-ния технологии «ЛИНК»). И до сегодняшнего време-ни этот эффект сохраняется.

Расчет по программе Perform показал, что по сква-жинам 701, 450, 347, 1745 скин-эффект составил по-рядка 5-7 единиц (см. «Изменение скин-эффектапосле обработки по технологии «ЛИНК»).

Позже рецептура реагента была изменена. Былитакже проведены анализы по образованию каверн всоотношении с объемами закачки гидрофобной жид-кости (см. «Соотношение объема каверны и жидко-сти продавки»). Гидрофобная жидкость продавки впервую очередь отвечает за образование связи в по-рах смолы, и ее нехватка грозит снижением эффек-тивной пористости. В свою очередь недостаток смо-лы и пенообразователя снижает качество крепленияПЗ. Использование результатов анализа привело кпоследующему сокращению влияния скин-фактора.

Также мы проводили моделирование формы ка-верн на основании каротажных материалов и подсче-та объемов выноса пород. Проведя геофизическиеработы по закачке изотопов, мы сможем еще точнееопределять формы каверн и оптимально подбиратьсостав «ЛИНК» для последующего воздействия напризабойную зону (см. «Предложение в сфере мо-делирования каверн на ПК»).

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Если сравнить экономические показатели внедре-ния двух вышеописанных технологий, то мы видим,что при фактически одинаковых инвестициях PI (ин-декс доходности) по технологии «ЛИНК» составляетпочти 19 единиц, в два раза опережая по этому по-казателю десендеры. Каждый вложенный в «ЛИНК»доллар принес нам фактически 19 долларов прибыли(см. «Ожидаемый экономический эффект»). Приэтом экономический эффект складывался, в основ-ном, из сокращения затрат на ремонт скважин, уве-

47


Изменение скин-эффекта после обработки по технологии «ЛИНК»

Соотношение объема каверны и жидкости продавки

№2/2010

личение наработки на отказ оборудования, снижениязатрат на ремонт оборудования и снижения потерьнефти во время простоев.

Если же говорить о наработке на отказ, то нашитрадиционные методы работы в 2006-2007 годах непозволяли нам достигнуть показателя выше 277 су-ток. Использование ЭЦН повышенной надежности всоответствии с новыми техтребованиями ТНК-ВР, де-сендеры, пескоотделители, ЧПС, гравийные набивки,крепление призабойной зоны, винтовые насосы идругие новые технологии позволили нам к концу 2009года достичь средней наработки погружного обору-дования в 432 суток. Причем в данном случае мы го-ворим только о «Ваньеганнефти». В целом по компа-нии везде прогнозируется рост. Технологии ужеопробованы, проведены испытания в «ТНК-Нижне-вартовск», в «Самотлорнефтегазе», где также под-тверждены случаи решения проблемы обводненно-сти продукции и выхода скважин из часто ремонти-руемого фонда.

48 №2/2010


ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Вы используете прибор для измерения КВЧ в режиме реального времени на груп-пе скважин или на одной скважине? Александр Афанасьев: Мы пока провели испытания на одной скважине, о которой я рас-сказал. Далее планируем провести испытания данного прибора на скважинах , в которыхвнедряем технологию «ЛИНК» Вопрос: Вы доверяете показаниям прибора? А.А.: Да. Потому что когда мы стали делать мониторинг по «ЛИНК», мы брали пробы соскважин чуть ли не каждый день, поскольку эта технология была новой для России. Иувидели, что данные КВЧ разнятся.

Вопрос: Технология «ЛИНК» — это технология какой-то компании или вы сами ее раз-рабатывали? 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 бес-платном испытании на скважине 1745. Когда мы получили хороший эффект, решилипродлить 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 про-грамме Perform.

Вопрос: Технология «ЛИНК» на основе смолы? А.А.: Нет, это полимер. Полимер вступает в реакцию, прежде всего, с водой. Поэтому мыполучили именно снижение обводненности продукции.

Вопрос: Можете ли вы назвать расчетную проницаемость вспененной субстанции, послетого, как она уплотнилась?А.А.: Стендовых испытаний проницаемости мы не проводили, потому что задача изна-чально сводилась к ограничению выноса мех. примесей, а не к получению эффекта отснижения коэффициента продуктивности. Мы же работаем с Покурской свитой — не-сцементированным песчаником.

Вопрос: В процессе эксплуатации может снизиться приток, могут образоваться соли, на-сос заклинит. Нужно будет проводить кислотные обработки. Получается, мы испортимтехнологию «ЛИНК» так как кислота его разрушает?А.А.: Можно использовать контейнер или капиллярную трубку в этом случае. Выбратьотдельно для каждой скважины способ подачи реагентов. В принципе, такие техноло-гии есть.

Предложение в сфере моделирования каверн на ПК

Ожидаемый экономический эффект

Внедрение десендеров на 24 скв.

NPV $ тыс. 3905

PVI $ тыс. 503

PI ед. 8,77

Срок окупаемости лет < 1

Применение технологии «ЛИНК» на 15 скв.

NPV $ тыс. 3536

PVI $ тыс. 221

PI ед. 18,9

Срок окупаемости лет < 1

49


№2/2010

ПРОБЛЕМЫ С ВЫНОСОМ МЕХАНИЧЕСКИХПРИМЕСЕЙ И ПУТИ РЕШЕНИЯ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

КЛЫКОВ Виктор ЮрьевичНачальник ПТО НГДУ «Воткинск», ОАО «Удмуртнефть»

ЕМЕЛЬЯНОВ Дмитрий ВасильевичНачальник НГДУ «Воткинск»

ВОАО «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 место-рождений на территории Удмуртской Республики. Ос-новной тип коллекторов — карбонатный, в связи с чемпроблема мехпримесей стоит не так остро, как на дру-гих предприятиях.

Добыча жидкости составляет 160 тыс. м в сутки,нефти — 17,5 тыс. тонн в сутки. Механизированныйфонд насчитывает 3827 скважин, из которых 1021 обо-рудованы УЭЦН, 2800 — УШГН, пять — УШВН и еще водной скважине установлена УЭВН. Средний межре-монтный период (МРП) по всему фонду — 1077 суток;по УЭЦН — 1260, по УШГН — 1037. Средняя наработкана отказ (СНО, по методике НК «Роснефть») — 446,507 и 432 суток соответственно (см. «Динамика фондаскважин с УЭЦН и УШГН за 2008 — 2009 гг.»).

На протяжении последних лет в ОАО «Удмурт-нефть» показатели МРП и НнО стабильно растут (см.«Динамика МРП и СНО по ОАО «Удмуртнефть» в2007–2009 гг.»). Однако наряду с этим существует про-блема выноса механических примесей совместно с до-бываемой продукцией. Так, согласно результатам про-водимых совещаний «День качества», в 2009 году нане отработавших 365 суток скважинах причиной отка-

зов оборудования в 117 случаях из 585 были механи-ческие примеси, что составляет 20% от всех отказов.

Это лишний раз подтверждает, что эффективнаяборьба с негативным влиянием механических приме-сей на работу глубинно-насосного оборудования, про-цессы транспортировки и подготовки нефти, закачкепопутно добываемой воды является одной из важней-ших задач при эксплуатации месторождений. Поэтомудля любого нефтедобывающего предприятия ее удач-ное решение непременно приводит к улучшению по-казателей успешности работы.

ПРИЧИНЫ ОТКАЗОВ УЭЦН И УШГН

Динамика отказов УЭЦН за 2007–2009 гг. по причи-не влияния механических примесей положительная,однако составляет практически половину (47%) от об-щего числа отказов УЭЦН с наработкой до 365 суток(см. «Динамика отказов УЭЦН»). Так, по сравнению с2007 годом количество отказов снизилось на 44%. Восновном к отказам УЭЦН по причине мехпримесей от-носится механический износ рабочих органов УЭЦНзачастую в случаях их эксплуатации после проведенияГРП, либо после проведения прострелочно-взрывныхработ (ПВР). Данная проблема решается как органи-зационно — увеличением глубины освоения послепроведения ГТМ с ПВР, так и технически — установкойфильтрующих элементов на прием УЭЦН.

Также засорения мехпримесями в значительномчисле случаев состоят в основном из слабораствори-мых солей. Борьба с этим фактором сводится, как пра-вило, к проведению технологических операций на сква-жинах (промывка скважины подтоварной водой, обра-ботка соляной кислотой), чистке емкостей наборапопутно добываемой воды и установке фильтров наагрегатах ЦА-320, используемых при глушении и про-мывке скважин.

Динамика отказов УШГН по причине влияния меха-нических примесей в период 2007–2009 гг. также поло-жительная и составляет 17% от общего числа отказовс наработкой до 365 суток (см. «Динамика отказовУШГН»). Так, по сравнению с 2007 годом количество от-

50


№2/2010

Схема размещения месторождений Удмуртской республики

казов снизилось на 24%. Последствиями влияния меха-нических примесей на работу УШГН становились закли-нивания плунжеров в цилиндре ШГН, нередко приво-дившие к обрыву штанг, забиванию фильтров насосов,отказу работы клапанных пар.

Таким образом, при высоком уровне организацион-ной работы с фондом УШГН и УЭЦН борьба с мехпри-месями имеет определяющее значение для повышениепоказателей работы мехфонда, так как на засорениеГНО приходится большая доля от общего количестваотказов. Это обширное поле деятельности для разра-ботки и внедрения широкого спектра специфическихфильтров и других технологий.

ОСОБЕННОСТИ МЕХПРИМЕСЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УДМУРТИИ

Разрабатываемые месторождения «Удмуртнефти»состоят преимущественно из карбонатных коллекторов.В этом случае вынос мехпримесей из горных пород ока-зывает меньшее влияние на процессы добычи и подго-товки нефти, чем в случае разработки терригенных кол-лекторов. Горная порода улавливается фильтрами иливыносится в небольших количествах с жидкостью.

Внешним источником механических примесей ста-новится в основном проведение ГРП с закреплениемполученных трещин проппантом, а также бурение но-вых скважин и боковых горизонтальных стволов с

УШГН УШГН

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

Кол-воотказов

Динамика МРП и СНО по ОАО «Удмуртнефть» в 2007–2009 гг.

51


№2/2010

последующим проведением ПВР. Вынос проппанта,цемента и других механических примесей носит вре-менный характер, и интенсивность уменьшается стечением времени. Также механические примеси, аименно слаборастворимые соли, содержащиеся в пла-стовой воде, могут быть занесены на прием насосовпри проведении таких технологических операций, какглушение и промывка скважин.

Образующиеся таким образом мехпримеси оказы-вают незначительное влияние на процессы добычи иподготовки нефти и подтоварной воды.

Основную же проблему для «Удмуртнефти» состав-ляют механические примеси, возникающие в результа-те химических реакций, проходящих в пластах после

начала разработки. Мехпримеси этого типа (слаборас-творимые соли и оксиды) негативно влияют на процес-сы добычи, транспортировки, подготовки нефти и по-путно добываемой воды.

АНАЛИЗ ОТЛОЖЕНИЙ В УЗЛАХ ГНО

Основную долю мехпримесей последней из назван-ных категорий составляют сульфид железа, гипсы икальциты, а затем уже следуют хлориды различныхметаллов (см. «Анализ механических примесей в уз-лах ГНО»).

Сульфид железа представляет собой рыхлую чер-ную массу. Слаборастворимая в воде соль хорошоагрегатируется с другими солями и АСПО, часто играет

52


Динамика отказов УЭЦН

Динамика отказов УШГН

№2/2010

роль стимулятора образования кристаллов солей и АС-ПО в зоне приема насоса, забивая при этом фильтрыи рабочие органы насосов, которые находятся нижеинтервала образования АСПО в обычных условиях. Всреднем уровень КВЧ в добываемой продукции колеб-лется от 100 до 2500 мг/л.

Несмотря на рыхлость массы, сульфид железа иг-рает отрицательную роль в работе оборудования, засо-ряя рабочие органы ЭЦН, клапанные клетки ШГН ифильтры насосов. В выкидных линиях и распредели-тельных водоводах системы нагнетания сточной водыобразуются осадки, под которыми размножаются суль-фатовосстанавливающие (СВБ) и теоновые бактерии,корродирующие металл.

Кроме того, в определенных условиях сульфид же-леза совместно с гипсом и карбонатами полностью за-бивает водоводы сточной воды (например, на Мишкин-ском месторождении). Это приводит к ограничению добычи жидкости из пласта, потерям нефти и до -полнительным обработкам системы трубопроводов.

В то же время в нагнетательных скважинах сточнойводы при высокой приемистости скважин сульфиды же-леза играют определенную положительную роль, само-регулируя профиль приемистости. При приемистостименьше 100 м3/сутки сульфид железа способствует бы-строму снижению приемистости скважин, вплоть до ееполного устранения.

Откуда образуется такое количество сульфида желе-за? Многие промысловые инженеры считают его продук-том коррозии металла (ГНО, обсадная колонна, аварий-ное оборудование на забоях скважин). Однако это не со-всем так (см. «Компонентный состав отложений в НКТ»).

Химическая лаборатория определяет содержаниеионов Fe3+ и Fe2+ в исходной речной пресной воде, ис-пользуемой для целей ППД. По данным этой лаборато-рии, содержание ионов железа в исходной воде состав-ляет 650 мг/литр.

При закачке воды с большим содержанием свобод-ного железа в пласт, где содержится сероводород Н2S,создаются благоприятные условия для образованиясульфида железа.

53


9%

49%3%58%

Анализ механических примесей в узлах ГНО

№2/2010

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НЕГАТИВНЫМВЛИЯНИЕМ МЕХПРИМЕСЕЙ

Значительная часть отказов ГНО происходит послепроведения на скважинах таких ГТМ, как переход надругой горизонт (ПДГ), дострел, перестрел, ГРП. По-этому с организационной точки зрения важную рольиграет процесс освоения скважин. Для увеличения эф-фективности освоения скважин в «Удмуртнефти» при-меняется метод локально-циклической депрессии, ос-нованный на увеличении депрессии при свабированииза счет установки пакера над интервалом перфорации.Также при небольших дебитах жидкости (до 60 м3), вОАО «Удмуртнефть» успешно применяется освоениеневставным насосом нн-57.

Существенное значение имеет качественный выводУЭЦН на режим при помощи частотного преобразова-теля после проведения подобных ГТМ на скважинах.

В связи с образованием в используемой для техно-логических операций подтоварной воде сульфидов иоксидов железа проводится периодическая очисткаемкостного парка пунктов набора подтоварной воды,что при среднем значении КВЧ в подтоварной воде

200 мг/л существенно снижает степень загрязненияГНО мехпримесями из внешнего источника. Кроме то-го, спецтехника комплектуется фильтрами, также сни-жающими поступление механических примесей в сква-жину. Проводится также скребкование ЭК в зоне от-ложения солей и коррозионной зоне с последующимингибированием.

Из числа технических решений в 2008–2009 гг. на 8скважинах был успешно испытан входной фильтрую-щий модуль ФРП фильтров песочных пружинных раз-работки и производства ООО «Русэлком» (см. «Вход-ной модуль ФРП УЭЦН»). ФРП рекомендован к уста-новке на скважинах, имеющих большой выносмеханических примесей, а также на скважинах с про-веденными ГРП.

Модуль входной ФРП входит в состав УЭЦН и пред-назначен для предотвращения попадания в рабочиеорганы насосных секций или газосепаратор твердыхпримесей (механических и проппанта), содержащихсяв пластовой жидкости, и устанавливается вместо мо-дуля входного МВ-5.

Модуль состоит из секций, имеющих корпуса с про-дольными пазами, внутри которых размещается рабо-чая пружина, пропускающая пластовую жидкость че-рез межвитковые зазоры. Для регулирования межвит-кового зазора пружин на каждой секции используютсявинты. Пружина изготавливается с антикоррозионнымпокрытием, пары трения радиальных подшипников вы-полнены из твердого сплава, а остальные детали из-готовлены из нержавеющих сталей, латуни и стали сантикоррозионным покрытием.

Входной модуль ФРП устанавливается между гид-розащитой и нижней насосной секцией или между гид-розащитой и газосепаратором. Присоединительныеразмеры соответствуют модулю входному МВ-5. Прииспользовании модуля совместно с газосепараторомпоследний должен применяться без приемной сетки.

Задержание твердых частиц осуществляется припрохождении загрязненной пластовой жидкости черезвинтовые щели фильтрующего элемента, и тонкостьфильтрации определяется размером щели.

54 №2/2010


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

Входной модуль ФРП УЭЦН

Планируется дальнейшее внедрение модулей ФРПв 2010 году. После установки данного фильтрующегомодуля рост СНО на данных скважинах составил всреднем до 150 суток.

Для защиты УШГН от мехпримесей в «Удмуртнеф-ти» применяется классический фильтр регулируемыйпружинный, которым оборудована большая частьштангового фонда.

Кроме того, успешно испытан фильтр из стеклопла-стика, имеющий ряд преимуществ перед фильтрамистандартного исполнения (не поддается коррозии, неотлагаются АСПО, соли, значительно выше срок службыфильтра). В данное время идет интенсивное и масштаб-ное внедрение на фонде УШГН в ОАО «Удмуртнефть».

На скважине 4342 Лиственского месторожденияпроходят испытание полиамидные рабочие ступениУЭЦН «Ижнефтепласт». Эффект в настоящее времясоставляет плюс 60 суток.

Испытания газопесочного регулируемого устрой-ства ГРУ-1 разработки ООО «Русэлком», успешно про-ведены на скважине 4322 Лиственского месторожде-ния. Текущий результат — плюс 50 суток.

Применяемые химические методы включают в себяобработку бактерицидом призабойной зоны пласта сцелью нейтрализации СВБ, обработку закачиваемойпресной воды в целях ППД поглотителем кислорода иобработку закачиваемой подтоварной воды в пластбактерицидом с целью нейтрализации СВБ.

55


№2/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Вы оценивали гранулометрический состав сульфидов?Виктор Клыков: Выделением из чистого раствора. По результатамстатического отстаивания. Вопрос: В данном случае вопрос в размерах. Потом у вас большеевлияние сульфидов железа будет сказываться даже на процессе под-готовки нефти. Потому что известно, что сульфиды создают брони-рующие оболочки на границе раздела фракций и создается стойкаяэмульсия. Размеры примерно 10–20 микрон?В.К.: Да.Вопрос: Сульфид железа влияет на работу ШГН в основном?В.К.: Почему? На ЭЦН тоже.

Впоследние 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

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 развиваю-щаяся, самостоятельная компания, работающая нарынке производства специализированного оборудова-ния для нефтедобычи. Наше предприятие проектирует,изготавливает, проводит пуско-наладочные работы исервисное обслуживание оборудования для ремонтаи тестирования УЭЦН, нефтепромысловое оборудова-ние, щелевые фильтры ЖНШ.

На сегодняшний день мы готовы предложить сле-дующие виды оборудования и услуг:

• периодическое сервисное обслуживание стендовтестирование УЭЦН;

• модернизацию существующих стендов тестирова-ния УЭЦН;

• изготовление полного спектра технологическогооборудования для ремонта УЭЦН;

• изготовление фильтров ЖНШ для установок УЭЦН(имеется полный пакет технической документациивключая технические условия);

• изготовление щелевых фильтров для установок ШГН;

• изготовление кожухов охлаждения ПЭД;

• изготовление нефтепромыслового оборудования.Подробную информацию о нашем предприятии мож-

но получить на вебсайте http://www.kamtehnopark.ru/В связи с тем, что широко распространенная сего-

дня практика чрезмерного повышения депрессии наразрабатываемые пласты, интенсификации добычи иГРП приводит к повышенному выносу мехпримесей,одним из наиболее востребованных видов скважинно-го оборудования стали средства защиты ГНО от воз-действия абразивных частиц и образования пробок.Мехпримеси приводят к повышенному износу сква-жинных насосных установок, закупоривают узлы по-

56

ФИЛЬТР-МОДУЛИ ЖНШ ПРОИЗВОДСТВАКОМПАНИИ«КАМТЕХНОПАРК»ЭФФЕКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ПРИ ВЫСОКИХ УРОВНЯХ КВЧ


Входной модуль ФРП УЭЦН

№2/2010

гружного оборудования и тем самым значительно сни-жают экономические показатели добычи нефти. Приэтом даже наиболее дорогостоящие средства борьбыс данным фактором — ЭЦН и ШГН специального ис-полнения, десендеры и т.п. — не всегда показываютожидаемую эффективность.

Выпускаемый ООО «КамТехноПарк» щелевойфильтр — входной модуль ЖНШ — конструктивно прости экономичен. Устройство монтируется в составе УЭЦН,что определяет простоту и малозатратность его исполь-зования. Фильтр разработан для защиты рабочих орга-нов насоса от механических примесей с поперечнымсечением частиц не менее 100 мкм. Тонкость фильтра-ции определяется размером щели, а длина фильтра под-бирается в соответствии с подачей установки.

Основной элемент фильтра — щелевые решетки,изготовленные из V-образной проволоки и продоль-ных опорных прутков. Благодаря особенностям кон-струкции непрерывных отверстий, крупные частицымехпримесей частично раскалываются об острыекромки проката треугольного профиля, что минимизи-рует засорение, а щелевой экран обладает свойствомсамоочищения.

Фильтр-модуль ЖНШ эксплуатируется в составеУЭЦН, устанавливается между гидрозащитой и нижнейсекцией насоса. В компоновке используются проме-жуточные керамические радиальные подшипники, ауниверсальная конструкция фильтра позволяет экс-плуатировать его в составе установок различных про-изводителей.

Большой опыт внедрения фильтр-модулей ЖНШ поз-волил ООО «КамТехноПарк» разработать ряд дополни-тельных устройств для повышения эффективности экс-плуатации этих устройств. Создано специальное устрой-ство для транспортировки, исключающее повреждениефильтра. С той же целью разработана конструкцияфильтра с центраторами. Разработан и внедрен адаптердля соединения фильтра ЖНШ с УЭЦН.

В настоящее время фильтр успешно работает в со-ставе как российских УЭЦН, так и установок западногопроизводства.

57


ПРИТОК

Насос

ГЗ

ПЭД

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.

№2/2010

Механизированная 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

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 частискважин нашего Общества осложнена большим вы-носом мехпримесей, что составляет около 74% от об-щего объема осложнений (см. «Структура осложнен-ного фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз»). Этоскважины с содержанием КВЧ в продукции выше 100мг/л, которыми разрабатываются пласты группы ПК(Покурская свита).

Для скважин Общества характерно сочетаниеосложнений друг с другом. Так, на 97% добывающегофонда скважин, осложненного выносом мехпримесейотмечено наличие высокого газового фактора (36%),парафиноотложения (28%), солеотложения (19%),коррозии (9%), и высокой температуры на забое (8%).Но, тем не менее, основная доля причин преждевре-менных отказов УЭЦН связана с выносом мехприме-сей (см. «Причины отказов УЭЦН в 2009 г. по резуль-татам «Дня качества»)

По пластам группы ПК мы совместно с институтом«РН-Уфанипинефть» провели минералогические и

58

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ НА ПЛАСТАХ ПАЧКИ ПК МЕСТОРОЖДЕНИЙБАРСУКОВСКОГО НАПРАВЛЕНИЯ

ШАКИРОВ Эльмир ИльдусовичГлавный технолог ООО «РН-Пурнефтегаз»


Структура осложненного фонда УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз»

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

№2/2010

гранулометрические исследования (см. «Минералогияи гранулометрия проб песка объектов разработки ка-тегории ПК»). Пробы отбирались с забоя. Итоговыецифры выявили, что 90% мехпримесей приходятся накварц, на полевые шпаты — 10%. По шкале Моосамикротвердость кварца составляет 7-8 баллов, поле-вых шпатов — 6 баллов.

Гранулометрические исследования показали, чторазмеры основной части мехпримесей составляют от0,16 до 0,1 мм (51%). Еще 28% мехпримесей дости-гают в размерах 0,25-0,16 мм, а в 13% случаев разме-ры частиц не достигают и 0,1 мм. Поскольку же заво-ды-производители фильтров сегодня в основном ис-пользуют фильтр-элементы с ячейками 0,2 мм, стакой продукцией мы сможем задерживать не более20% мехпримесей. А остальное будет попадать в на-сосную установку.

Мехпримеси (пластовый песок), скапливаясь внут-ри рабочих органов ЭЦН, вызывают их заклинивание,а также чрезмерную вибрацию и повышенный износметалла.

НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТЫ: ФИЛЬТРЫ И ШЛАМОУЛОВИТЕЛИ

Универсальной технологии для борьбы с мехпри-месями на сегодняшний день не существует, в связис чем прорабатываем сразу несколько направлений.В области механических методов — применение раз-личного рода фильтров, шламоуловителей. Химиче-ских методов — крепление призабойной зоны смола-ми, полимерными композициями («Геотерм» и«ЛИНК»). В части физико-химических способов — за-крепление RSP-проппанта в призабойной зоне и ство-ле скважины.

В качестве одного из вариантов механической защи-ты мы провели испытания четырех фильтров МВФ-5.Средняя наработка УЭЦН после внедрения фильтровсоставила 49 суток (до внедрения — 34 суток). Приэтом уровень КВЧ снизить не удалось: до внедренияон составлял 118 мг/л, а после внедрения достиг даже139 мг/л (см. «Анализ внедрения фильтров МВФ-5 в

59


Минералогия и гранулометрия проб песка объектов разработки категории ПК

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

№2/2010

ООО «РН-Пурнефтегаз»). Таким образом, для даннойгруппы пластов эффективность работы фильтровМВФ-5 мы оцениваем как низкую. Из четырех скважинтолько одна отработала более 100 суток благодарянизкому уровню КВЧ (82 мг/л). По остальным скважи-нам наработка не превысила 30 суток (в среднем 22суток, среднее значение КВЧ — 159 мг/л).

Следующие элементы — это шламоуловителиШУМ-5. Всего в 2009 году было запущено 11 УЭЦН сошламоуловителями ШУМ-5.

На данный момент в работе находятся две установ-ки. Текущая средняя наработка этих УЭЦН составляет198 суток, что означает прибавку в 77 суток по сравне-нию с предыдущей в 121 сутки.

Между тем, по геологическим причинам и ГТМ бы-ли остановлены три установки со средней наработ-кой 8 суток. СНО до внедрения составляла 160 суток(–152 суток).

Отказали по выходу из строя ГНО 6 установок, сосредней наработкой 72 суток. СНО до внедрения со-ставляла 87 суток (–15 суток).

Таким образом, эффект от внедрения шламоулови-телей ШУМ-5 по отказавшим установкам составил 15суток (СНО), тогда как уровень КВЧ по работающимскважинам составляет 147 мг/л, что выше на 11 еди-ниц, чем до внедрения (см. «Анализ внедрения шламо-уловителей ШУМ-5 в ООО «РН-Пурнефтегаз»).

Поскольку снижения уровня КВЧ после внедренияшламоуловителей ШУМ-5 не наблюдается, можно сде-лать вывод, что фильтрующая способность шламоуло-вителей ШУМ низкая и не обеспечивает защиту по-гружного оборудования от мехпримесей.

Более того, поскольку объем накопителя состав-ляет 8,2 литра, получается, что на малодебитномфонде (10–30 м3/сут.) при 100-процентном осаждениимехпримесей его эффективная работа завершитсяприблизительно через 7 суток, а при 50-процентномв среднем через 15 суток. В ряде случаев мы извле-кали забитые шламоуловители через трое суток, а впроцессе вывода на режим получали отказы по от-сутствию подачи. Даже были случаи, когда шламо-

60


Анализ внедрения фильтров МВФ-5 в ООО «РН-Пурнефтегаз»

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

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

№2/2010

уловитель сам стал препятствием тока жидкости. Онбыл забит мехпримесями, препятствуя проходу жид-кости в насос.

От технологии ШУМ-5 на данных пластах мы отка-зались.

Фильтры ЖНШ — одни из самых распространен-ных. Мы внедрили всего 10 таких установок. В работенаходятся две установки. Средняя наработка по нимувеличилась с 78 до 184 суток. КВЧ снизилась (см.«Анализ внедрения фильтров ЖНШ в ООО «РН-Пур-нефтегаз» по пластам ПК»).

Отказавших установок больше — 7 штук. Средняянаработка снизилась, значение снижение уровня КВЧдостигнуто не было. Еще одна установка была из-влечена в связи с проведением ГТМ на скважине.

Таким образом, никакой прямой зависимости пока-зателей работы ГНО от применения данных фильтровне прослеживается. Опять же, разборы фильтров по-казывают, что внутренняя полость забита мехприме-сями. Вторая проблема состоит в заиливании фильт-ров глинами (см. «Проблемы, возникающие при при-менении ЖНШ (пласт ПК 19-20)»). Поверхностьфильтрующего элемента просто засоряется, что так-же ведет к преждевременным отказам, то есть кподъему установки.

Более или менее очевидного положительного эф-фекта нам удалось добиться при помощи верхних шла-моуловителей, которыми мы комплектовали УЭЦН.Средняя наработка на отказ на установках со шламо-уловителями в комплекте с высокогерметичными кла-

61


Применение верхнего шламоуловителя УЭЦН

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

№2/2010

панами типа КМ оказалась выше в среднем на 45 суток(см. «Применение верхнего шламоуловителя УЭЦН»).

Верхние шламоуловители этой конструкции нашлиширокое применение. До 2008 года мы вели анализиспытания, после чего, в связи с очевидной эффек-тивностью, перешли на широкомасштабное внедрениеданных шламоуловителей.

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЕ ПОГРУЖНОЕОБОРУДОВАНИЕ

Новым для нас направлением стало применение вы-соконапорных УЭЦН для их эксплуатации на понижен-

ных частотах. Смысл испытаний — эксплуатация на-соса на пониженных частотах с целью уменьшения аб-разивного износа рабочих органов. На текущий мо-мент в работе остаются 76 установок, отказали 55установок (учтены только отказы ГНО). Средняя нара-ботка до внедрения составляла 68 суток, после внед-рения — 84 суток (увеличение на СНО на 18 суток).

В ходе испытаний удалось существенно уменьшитьчасто ремонтируемый фонд (см. «Анализ внедрениявысоконапорного оборудования»). Кроме этого, приприменении высокодебитного оборудования с экс-плуатацией на 35–40 Гц мы можем использовать сту-пени с большим проходным сечением, что дополни-тельно снижает вероятность их засорения. При износеустановки ЭЦН мы имеем возможность увеличить сро-ки эксплуатации за счет поднятия частоты до промыш-ленной и выше, а работа насосов в низкотемператур-ных пластах ПК фактически исключает их перегревпри нормальном притоке с пласта.

Учитывая все названные плюсы, мы получили согла-сие основных заводов-производителей УЭЦН (заводы«Борец», «Новомет» и «АЛНАС») на длительную экс-плуатацию УЭЦН на пониженных частотах (35–40 Гц).

КРЕПЛЕНИЕ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

До 2007–2008 годов на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаза» применялась технология компании«Геотерм», которая заключалась в закачке смолы впризабойную зону пласта. Однозначно эффективнойили неэффективной данную технологию назвать нель-зя. Есть свои плюсы и свои минусы. С одной стороны,в качестве положительного эффекта мы снизили КВЧна 49%. При этом увеличение средней наработки наотказ составило 35%. Но вместе с тем мы получилиснижение продуктивности скважин на 48% при умень-шении дебита жидкости на 33%.

По результатам экономических расчетов, мы при-няли решение остановить данные работы в виду по-тери продуктивности (см. «Анализ эффективностиРИР от пескопроявлений по технологии ОАО «Гео-терм» в 2007 г.»).

62


Анализ внедрения высоконапорного оборудования

Анализ эффективности РИР от пескопроявлений по технологии ОАО «Геотерм» в 2007 г.

№2/2010

Следующее направление, начатое недавно, — этозакачка полимерной композиции «ЛИНК» (см.«Крепление слабосцементированного коллектора(технология «ЛИНК»). В 2009 году работы проводи-лись на четырех скважинах, в результате чего КВЧснизилась на 70%, а СНО выросла с 14 до 63 суток.Расширенную эксплуатацию планируем провести в2010 году.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Мехпримеси, состоящие только из песка, практи-чески не встречаются. Мы провели ряд исследованийпо определению минералогического состава отложе-ний на рабочих колесах (см. «Минералогический со-став отложений на рабочих колесах УЭЦН»).

Как видно, в отложениях со скважины № 3173 со-держание кварца только 60%, а все остальное каль-цит (10%) и продукты коррозии. В осадке со скважи-ны № 2014 продукты коррозии составляют 97%,остальное — корковидное образование кальцита.

Как эффективно защитить насосное оборудова-ние от мехпримесей со сложным составом? Напра-шивается решение: если присутствует кальцит, нужноего убрать. Так мы и поступили.

С конца 2008 года проведены работы по установкеУДЭ и закачке ингибитора солеотложения в данныескважины. В целом по скважинам получен приростнаработки в 1,9 раза (см. «Анализ применения УДЭ сдозированием ингибитора солеотложений от засоре-ния механическими примесями»). Эта цифра получе-на с учетом всех скважин, включая еще находящиесяв работе. А это значит, что средняя наработка будетувеличиваться и далее. Практически по всем скважи-нам остановки после запуска УДЭ не связаны с засо-рением мехпримесями (ГТМ или отказы, при разборепричин которых отложения мехпримесей не выявле-ны). Исключением стала скважина 1614 Барс: отказс наработкой 82 суток, ЖНШ забит песком.

63


№2/2010

Минералогический состав отложений на рабочих колесах УЭЦН

Скважина Пласт Состав Описание

3173 ПК 19-20

Кварц,продуктыкоррозии,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

Продуктыкоррозии,

кварц,кальцит

Продукты коррозии составляют 97%. Представлены пластинчатыми и комковатыми кавернозными частицамижелтовато-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 19Кварц,

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%

265б ПК 19

Кварц,продуктыкоррозии,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 образованиямигидроксидов железа. Кальцит представлен малочисленными корковидными выделениями — 1%

Крепление слабосцементированного коллектора (технология «ЛИНК»)

Необходимо далее внедрять данную технологию,но подходить избирательно, выбирать скважиныименно с засорением УЭЦН, а не с абразивным изно-сом. На текущий момент устанавливается порядка 20комплектов УДЭ на фонд, осложненный комплексны-ми отложениями.

КРЕПЛЕНИЕ ПЗП ПРОППАНТОМ-RCP

Суть этой технологии заключается в снижении ин-тенсивности выноса мехпримесей за счет их сдержи-вания спекшейся проппантной упаковкой в призабой-ной зоне. Образование упаковки идет с использовани-ем RCP-проппанта с помощью активации его спеканияи предназначено в первую очередь для ограничениявыноса крупнодисперсного песка.

Данная технология ориентирована на скважины с ма-лым МРП, эксплуатирующие слабосцементированные,пескоотдающие пласты. Смысл в том, чтобы создать вПЗП хорошо проницаемый для добываемых флюидовэкран, препятствующий выносу несцементированногомелкодисперсного песка. С этой целью в призабойную

зону скважины производится закачка RCP-проппанта поагрессивному дизайну ГРП. Фракция закачиваемогопроппанта подбирается исходя из данных грануломет-рического анализа попутно выносимого песка. Возмож-но использование двух и более фракций проппанта.

В случаях низких пластовых температур (ниже 70°С)к закачиваемому RCP-проппанту рекомендуется до-бавлять активатор спекаемости или проводить меро-приятия по прогреву ПЗП (см. «Крепление ПЗП про-ппантом-RCP»).

На текущий момент по данному проекту работы про-ведены на двух скважинах — 243/9 и 3304/14 Комсо-мольского месторождения.

Перед проведением работ скважины дополнитель-но были просчитаны в принятой компанией формеFrac_Calc на потенциал возможного увеличения дебитанефти в результате запланированных мероприятий.

По скважине 243/9 ожидали прирост по нефти в 12 т/сут. при забойном давлении 49 атм. В реальностиполучили прирост 8 т при забойном давлении 66 атм.в первую неделю работы скважины. Спустя 14 сутокприрост по скважине составляет 3 т/сут.

По скважине 3304/14 ожидали прирост по нефти13 т/сут., при забойном давлении 49 атм. Получили 8 т/сут. при давлении 60 атм. (скважина запущена 1 октября 2008 года).

64 №2/2010


Анализ применения УДЭ с дозированием ингибитора солеотложений от засорения механическими примесями

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Когда планируете внедрять двухвинтовые насосы?Эльмир Шакиров: Скорее всего, первый насос поступит в середине2010 года.

Проведенные работы позволили снизить выносмелкодисперсного песка, о чем свидетельствует сни-жение КВЧ на обеих скважинах (см. «Текущие резуль-таты по проекту RCP»). На скважине 243/9 Комсомоль-ского месторождения после проведения работ былополучено увеличение дебита добываемой жидкости,но в течении 14 суток он снизился до исходных значе-ний. Это связано с тем, что на границе трещина-пластпроисходит закупоривание каналов мелкодисперснымпеском — образуется корка, либо происходит выноспроппанта из трещины. Выяснить, держится проппантв трещине или нет, можно будет только после оста-новки скважины, отбивки забоя и промывки.

Недостижение запланированного дебита на сква-жине 3304, возможно, связано с тем, что в результатеиспытания совместной работы двух активаторов непроизошло качественного спекания RCP-проппанта ион частично мог быть вынесен в скважину с пересы-панием забоя.

Также может иметь место недостижение крыломтрещины ГРП зон, не подвергнутых кольматации, в си-лу малого тоннажа проппанта (проведение таких ГРПзаложено в рамках проекта), так как в первую очередьподразумевалось крепление ПЗП, а не увеличениепродуктивности скважин. С целью увеличения продук-тивности необходимо производить закачки большеймассы проппанта.

На данный момент цели проекта достигнуты: КВЧпо обеим скважинам снижено в среднем на 67%.

Минусом проекта стала высокая стоимость ра-бот. К тому же «мини-фрак» на 3–4 тонны опасен дляданной группы пластов. Нефтененасыщенная тол-щина достаточно маленькая, в связи с чем есть рискпрорыва воды. Внедрение технологии пока приоста-новлено.

ПЕРСПЕКТИВЫ НА 2010 ГОД

В текущем году планируем провести закачку ком-позиции SandAid™. Это запатентованный химическийраствор, в котором используется внутренняя соль по-лимера очень низкой молекулярной массы. При до-бавлении в водные растворы она быстро покрываетлюбые оксиды металла или анионные частицы, на-пример, песка. Композиция сдвигает зета-потенциалтвердых поверхностей в оптимальный диапазон и,как следует из ее описания, обеспечивает усиленноепритяжение между частицами для оптимального рас-положения

Вторая из намеченных к испытанию технологий —применение двухвинтового насоса с погружным дви-гателем. Как ожидается, применение винтового насо-са компании CAN-K Group of Companies Inc. позволитэксплуатировать скважины группы ПК с объемным со-держанием мехпримесей до 1%.

Впрочем, если мы добьемся положительных ре-зультатов по предотвращению выноса мехпримесейиз пласта, то применение остальных технологий будетуже мало целесообразно.

65


№2/2010

Текущие результаты по проекту RCP

№ Скв.

(Комсомоль-

ское м/р)

Технология

активации

спекаемости

RCP-проппанта

Параметры работы скважины до крепления ПЗП Параметры работы скважины после крепления ПЗП

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, % (за-

пуск/

текущие)

Hдин, м

(запуск/

текущие)

Pзаб, атм

(запуск/

текущие)

243/9 NewCo Well Service ШГН 268 13 9 20 950 70 ЭЦН 97 26/17 18/12 23/23 1020/1100 70/66

3304/14NewCo Well Service

+Технология сервисШГН 270 3 2 30 800 75 ЭЦН 86 20 10 31 990 60

Анализ применения УДЭ с дозированием ингибитора солеотложений от засорения механическими примесями

С2005 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


Компания «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» в на-стоящее время ведет добычу нефти на 29месторождениях. Оборудованный фонд — более 4000скважин. Основная технология добычи — УЭЦН. В2009 году добыча ОАО «Газпромнефть-ННГ» состави-ла 19,814 млн тонн нефти, что на 697 тыс. тонн большезапланированного объема.

В структуре действующего фонда доля оборудован-ных УЭЦН скважин составляет более 92%, в том числе14% оснащены импортным оборудованием. Скважина-ми с УЭЦН добывается до 90% всего объема добывае-мой предприятием жидкости.

К концу 2009 года незащищенный фонд, осложнен-ный повышенным выносом мехпримесей, насчитывал385 скважин, что соответствовало 10% общего числаскважин предприятия. При этом отказы по мехприме-сям составляли порядка 24% от всего количества от-казов. Средняя наработка на отказ (СНО) погружногооборудования на скважинах, оборудованных фильтра-ми ЖНШ, составила в 2009 году 338 суток. На незащи-щенной части фонда, в т.ч. где применение фильтровЖНШ оказалось неэффективным, СНО составляет195 суток (см. «Динамика СНО осложненного мехпри-месями фонда скважин»). Именно для этих скважин внастоящее время идет поиск наиболее эффективныхметодов эксплуатации.

Следует также добавить, что добыча осложняетсяеще и высоким газовым фактором, что характерно длязаполярного региона. Значение Гф до 600 м3/м добы-ваемой жидкости.

Сочетание высокого газосодержания с большим вы-носом мехпримесей, конечно же, подразумевает исполь-зование уникального оборудования для добычи нефти.

ХРОНОЛОГИЯ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ

Начиная с 2003 года на месторождениях «Но-ябрьскнефтегаза» активно начала проводиться стра-тегия максимального повышения дебита с созданиеммаксимально допустимой депрессии на пласт. Прово-дилось заглубление спусков, начали использоватьсявысоконапорные установки. Этот комплекс мероприя-

66

ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕННОГОСОДЕРЖАНИЯ МЕХПРИМЕСЕЙ

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

АНУФРИЕВ Сергей НиколаевичНачальник отдела УДНГ ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»


Отказы по засорению мехпримесями

Износ рабочих органов

Фонд ЖНШКоличество ГРП

I II

2005 год 2006 год 2007 год 2008 год 2009 год

III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

223

235

283

246

252265

226 247

206

173172 168

177165

141125 129

118 128108110

110

210

10

94 9889

7586 91 86 91 84

7060

47 51 44 4654 51 41 39

304

162340

420

431

545

422 510 390 486

Динамика отказов по причине засорения мехпримесями и износа рабочих органов

№2/2010

тий, с одной стороны, привел к росту добычи на 50%с 2004 по 2006 год, а с другой — к повышению отказови пропорциональному снижению СНО погружного обо-рудования (см. «Динамика отказов по засорению в2003–2005 гг.» и «Динамика СНО погружного оборудо-вания в 2003–2005 гг.»). Так, в 2003 году снижение СНОсоставило 22%, в 2004 году — 24%.

Если до 2003 года глубинно-насосное оборудование(ГНО) спускали на 1300, 1500 или 1800 метров, то на-чиная с 2003 года это уже были глубины спуска 2000,2200 и даже 2600 метров. На данный момент средняяглубина спуска ГНО на месторождениях «Газпром-нефть-ННГ» составляет порядка 2600–2700 метров.

В то время заводы-изготовители не были готовы ктаким условиям, то есть не было отечественного обо-рудования, которое было бы способно безотказно ра-ботать в таких условиях. Это прежде всего вынос боль-шого количества мехпримесей, приводящий к закли-ниванию, скручиванию и слому валов, а также к износурабочих органов (до 35% отказов). Получали также от-ложение солей на рабочих органах, отказы гидроза-щиты компенсаторного типа, не выдерживали торце-вые уплотнения, резино-технические изделия.

Начиная с 2003 года вынос мехпримесей становит-ся причиной повышенного износа рабочих органов

ЭЦН и в целом снижения наработки на отказ погруж-ных установок. В этой связи мы разработали комплексмер, в число которых входила работа с заводами-из-готовителями по повышению надежности оборудова-ния в целом и его отдельных узлов, а также разработкаи внедрение дополнительного оборудования и органи-зационно-технические проекты.

В 2004 году мы начали использовать технологиюкрепления проппанта (RCP) при объемах ГРП до 250тонн. Заметных результатов в этом направлении уда-лось добиться, комбинируя технологию с обработкойПЗП при помощи гибкой трубы (колтюбинга).

Также в 2004 году производилась комплектацияУЭЦН шламоуловителями, от которых мы ждали ре-зультатов в процессе ВНР. Однако на практике с вы-носом проппанта шламоуловители не справлялись, за-биваясь буквально в течение нескольких часов, в свя-зи с чем от этой технологии пришлось отказаться.

В 2005 году продолжилась масштабная работа с за-водами-изготовителями по направлению надежностиУЭЦН. На НИОКР по разработке и изготовлению обо-рудования под условия эксплуатации месторождений«Сибнефть — Ноябрьскнефтегаза» вкладывались не-малые средства. Еще в 2004 году в рамках этой работыбыли внедрены первые образцы входных модулей

67


105

85

65

45

25

2003 год 2004 год 2005 год

Янв.

Мар

т

Май

Ию

ль

Сент

.

Ноя

б.

Янв.

Мар

т

Май

Ию

ль

Сент

.

Ноя

б.

Янв.

Мар

т

Ию

нь

Авг.

Окт

.

Дек

.

Фев

.

38

33

44

4546

61

59

76

69 69

7277 79

71

78

66

77

85

74

8690

76

107

77

87

76

8074

73

78

5781

7679

84

84

85

Динамика отказов по засорению в 2003–2005 гг.

СНО фонда, оборудованного ЖНШ

СНО осложненного фонда

179

140

260

314 322338

0

200

400

600

800

1000

1200

СНО, сут.Кол-во скважин фонда, скв.

195

192189

153

50

150

250

350

2005 2006 2007 2008 2009

1098

385

Динамика СНО осложненного мехпримесями фонда скважин

№2/2010

ЖНШ, разработанные совместно с заводом-изготови-телем «Новомет-Пермь». Задержание механическихпримесей в модулях осуществляется за счет прохож-дения пластовой жидкости через щелевые фильтрую-щие элементы из нержавеющей стали (см. «Фильтрщелевой — входной модуль»).

В конструкции используются промежуточные кера-мические радиальные подшипники, а сам фильтр из-готавливается в двух диаметрах — 92 и 103 мм, макси-мальный габарит — 120 мм; производительность — до460 м3/сут., длина от 3 до 12 метров; может состоятьиз одной или двух секций.

По результатам внедрения детально анализироваласьработа оборудования на Вынгапуровском месторожде-нии. Выбор объяснялся тем, что с 2004 года добывающийфонд на Вынгапуровском месторождении вырос болеечем в 2,5 раза: с 290 до 777 скважин. Практически весьфонд — это фонд ГРП. За анализируемый период наданном месторождении было проведено 833 операции,вследствие чего весь фонд скважин был потенциальноосложнен выносом проппанта и мехпримесей.

И действительно, основную долю отказов (до 40%)УЭЦН на месторождении составляли засорения мех-примесями и износ рабочих органов.

После внедрения ЖНШ последовал значительныйрост средней наработки оборудования на фонде

ГРП — с 62 до 158 суток уже в 2005 году. Так, напри-мер, на скважине №1084 Вынгапуровского месторож-дения наблюдался 100-процентный износ рабочих ор-ганов и вынос проппанта с минимальной СНО обору-дования. После внедрения модуля ЖНШ проблемавыноса проппанта все еще оставалась, но наработкауже достигла 300 суток, а в последующие годы мы ужеотмечали СНО в 352 и 584 суток (см. «Скв.1084/60, Вы-нгапуровское месторождение, динамика наработкиоборудования»).

Благодаря использованию фильтров мы смоглизначительно снизить количество отказов по заклини-ванию и выносу механических примесей. Тем не менеепосле внедрения фильтров наряду с положительнымэффектом выявились и недостатки данного оборудо-вания: при малейшем повреждении фильтр полностьютерял свою эффективность. Незначительное повреж-дение стыковых соединений также приводило к не-эффективности. Также мы наблюдали залипаниефильтроэлементов мелкодисперсными мехпримесями,глиной (см. «Выявленные недостатки модулей ЖНШ»).

Проблему залипания решили уменьшением разме-ра щели и повышением депрессии на пласт. Защитуот повреждений, в свою очередь, обеспечили заменойстыковочных элементов центраторами (см. «Решениепроблемы выхода из строя модулей ЖНШ»)

Возникали также проблемы с транспортировкой.Для 12-метровых модулей приходилось использоватьспециальные пеналы.

ПОВЫШЕННЫЙ ГАЗОВЫЙ ФАКТОР

При использовании модулей ЖНШ совместно с га-зосепараторами происходило расслоение фильтрущихэлементов с последующими отказами по засорению.Поэтому для месторождений, где нельзя было отказать-ся от газосепарирующих устройств, был разработандиспергатор.

В дальнейшем в рамках НИОКР уже был созданмультифазный насос. Внедрение насоса проходило в2008 году. Также был разработан адаптер для соедине-ния фильтра ЖНШ с УЭЦН импортного производства.

68


1

331319 320

309293

315

280

245

210

175

292

266250 245

210

199192

184

183

189196

202205

3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7

2005 год2004 год2003 год

9 11

СНО

, сут

.Динамика СНО погружного оборудования в 2003–2005 гг. Фильтр щелевой — входной модуль

9918 1856

298 352

584

Февраль 2004, ГРПЭЦН-50-1900 рем.

Мехпримеси100% износ р.о.

ЭЦН-50-2300 рем.Мехпримеси

вынос проппанта

ЭЦН-50-2300 рем.Мехпримеси

вынос проппанта

Внедрение ЖНШВНН-25-2150 нов.

Клин насосав р.о. проппант

ЖНШВНН-25-2150 нов.Снижение подачиизнос р.о. насоса

ЭЦН-50-2300 рем.Мехпримесипесок+налет

Скв.1084/60, Вынгапуровское месторождение, динамика наработкиоборудования, сут.

№2/2010

2006 год — это год прорыва в области НИОКР. При-чем внедрение нового оборудования мы сочетали среализацией проекта по переходу на сервисное об-служивание мехфонда с привлечением заводов-изго-товителей.

Тогда же совместно с заводом «Новомет-Пермь»был создан износостойкий газосепаратор с защитнойгильзой и улучшенными сепарационными свойствамидля работы в скважинах с высоким газовым фактороми повышенным содержанием мехпримесей (см. «Изно-состойкий газосепаратор ГН»). Промышленные испы-тания, проводившиеся на Новогоднем месторождении,показали стабильную работу УЭЦН при содержаниисвободного газа на приеме до 70%. В 2007 году надеж-ные и безотказные испытания на Холмистом место-рождении еще на четырех установках с сепараторамиданного типа показали стабильную работу в режиме сгазовым фактором более 600 м3/м жидкости. С 2008года этот тип сепараторов внедряется на скважинахданного осложненного фонда.

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПОГРУЖНОЕОБОРУДОВАНИЕ

На фонде с нестабильными условиями эксплуата-ции и высоким уровнем выноса мехпримесей мы нача-ли использование ЭЦН с подшипниками из карбидавольфрама. Проект дорогостоящий, с импортным обо-рудованием, но на избранных скважинах показываетхорошие результаты.

Параллельно внедряли высокогерметичные резьбыи антикоррозионные НКТ для работы на скважинах свысокоабразивной агрессивной средой. В частности,

это оборудование применялось на Ярайнерском место-рождении (пласт ПК-20) в высокодебитных скважинах.

Такой поток просто «убивал» как НКТ, так и обору-дование, в связи с чем мы и решились на закупку до-рогостоящего оборудования и, надо сказать, получилиположительный эффект. В 2006 году мы внедрили 8 вы-сокогерметичных подвесок на антикоррозионных НКТ

69


Выявленные недостатки модулей ЖНШ

Решение проблемы выхода из строя модулей ЖНШ

№2/2010

с резьбовыми соединениями New VAM и НКМ (Синар-ский трубный завод). По трем скважинам сразу же по-лучили увеличение наработки почти в три раза — с 84до 228 суток. Остальные подвески оставались в работеболее года. На данный момент на таких месторожде-ниях эксплуатируется в основном именно труба НКМ.

СЕРВИС

Реализация проекта по внешнему сервисному об-служиванию также дала заметные результаты. В 2006году к сервису мехфонда были привлечены заводы-из-готовители. Прежде всего, это обеспечило привлече-ние сторонних инвестиций в модернизацию ремонтныхбаз с обновлением всех технологических цепочек со-

гласно заводским стандартам. Обновление баз, в своюочередь, существенно повлияло на качество ремонтаоборудования, его гарантийную, надежную эксплуата-цию и сервисное обслуживание.

В рамках этого же процесса мы перешли на полно-комплектное оборудование данных заводов-изготови-телей, использование оригинальных запчастей заво-дов-изготовителей. Заключенные ранее трехлетние до-говоры с 2009 года пролонгированы, так как подходпоказал свою эффективность.

ЧАСТО РЕМОНТИРУЕМЫЙ ФОНД

В 2007–2008 годах мы стали выделять часто ремон-тируемый фонд скважин (ЧРФ), относя к нему скважи-

70


Износостойкий газосепаратор ГН

• не перерезается абразивными частицами

• массовая концентрациявзвешенных частиц до 1000 мг/л

• микротвердость частиц по шкале Мооса — 7

• предельная концентрациягаза на входе до 85%

• пропускная способностьГЖС до 500 м3/сутки

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII I II III IV V VI

2007 2008

Кол-во скв. 215/37 (-178)

VII VIII IX X XI XII

220

210

200

190

180

170

160

150

140

130

120

110

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

120

110

100

90

80

70

60

215

191192

184169

134127

118111

9390

82 7975 76 76 74

61 57 5547 43 41 37

9698

101 101102

99 100 10098

94

102

99

103

98

103

102

104

100

101 101

99

106

104

104

Основные причины отказов: засорение р.о. – 49%; отложение солей – 10%; снижение притока – 9%

Динамика ЧРФ по ННГ за 2007–2008 гг.

№2/2010

ны с тремя и более отказами в течение скользящегогода (см. «Динамика ЧРФ по ННГ за 2007–2008 гг.»).Основной причиной отказов по-прежнему оставалосьзасорение рабочих органов.

В данном случае мы говорим прежде всего про обо-рудование отечественного производства. К работе сэтим фондом привлекаются базы сервисного обслужи-вания, разрабатываются программы по региону, в кото-рые отдельной строкой включается каждая скважина. Тоесть решение принимается по каждой скважине послесовещаний с детальным разбором его эксплуатации.

Многое в этом отношении опирается на организа-ционные мероприятия, в частности, на супервайзингпроведения технологических операций. Также совмест-

но производится подбор оборудования, вплоть до рас-чета и комплектации оборудования, совместный выводскважин на режим, мониторинг режимов работы сква-жин (особенно до 30 суток). Результат — снижение ко-личества ЧРФ на 83%. К концу 2008 года из часто ре-монтируемого фонда осталось 37 скважин.

ИСПЫТАНИЯ НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В 2008–2009 годах мы проводили ОПИ новых раз-работок завода «Борец». Завод предложил нам ЭЦНс рабочими органами из азотосодержащего корези-ста, предназначенные для работы в условиях повы-шенного содержания КВЧ в перекачиваемой жидко-сти (до 2000 мг/л).

71


389379

367

216223 229

240253 259

273283 286

293302

310309320

336

351360

208196

183189194210

229

245251

400405

415

3871

3837

386738293889

38433860

39643891

380637973739

3672

35913561

3426

3262

3197

32153131

29722896

28162746

2692

4028 4030

3959

50

100

150

200

250

300

350

400

1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11 1 3 5 7 9 11

Сутк

и

2600

3100

3600

4100

4600

НнО, факт.ср.действ.фонд скв

2004 2005 2006 2007 2008 2009

128

119116

109 110107

104 10299

94 9492 91 90

95

106

93

124

Pзаб, атм.

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

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Предыдущие, сут.

7488132

11

208

41 58

352

476

531

407

334351

256

393

275

12796

321

25

8493121

83

394

187188

57 51

251

151

255294

395

280

167

236

167131

266

610

Отказ, сут. Текущая, сут.

А10.1ЭЦНД5--30-2835

1704

А10.1ЭЦНД5--30-2835

1436

А10.1ЭЦНД5--30-2835

1944

А10.1ЭЦНД5--30-2250 РЕМ.

5239

А10.1ЭЦНД5--30-2300 РЕМ.

1572

А10.1ЭЦНД5--30-2300 РЕМ.

3611

М10.1ЭЦНД5А--35-2300

4326

М10.1ЭЦНД5А--35-2300

5691

М10.1ЭЦНД5А--35-2300 РЕМ.

1905

М10.1ЭЦНД5А--35-2300

540

Наработка подконтрольного оборудования в сравнении с предыдущей по скважинам ОАО «Газпромнефть-ННГ»

№2/2010

Еще одна линейка — ЭЦН с рабочими органами извысокомарганцовистого нирезиста предназначены дляработы в условиях повышенного содержания серово-дорода в перекачиваемой жидкости (до 1500 мг/л).

Все насосы выполнены со ступенями двухопорнойконструкции с промежуточными подшипниками безосевой опоры вала, с опорой на вал протектора (тип10.1 ЭЦНД выпускается серийно).

Отличительная особенность заключается в мате-риале, из которого выполнены рабочие органы насо-сов — высокомарганцовистый нирезист (New)® и азо-тосодержащий корезист (New)®.

На разборах оборудование действительно показа-ло отсутствие износа и после ревизии было готово кдальнейшему применению (см. «Наработка подконт-рольного оборудования в сравнении с предыдущей поскважинам ОАО «Газпромнефть-ННГ»).

Текущее увеличение СНО по шести установкам со-ставило 107 суток. Подтвердилась высокая стойкостьЭЦН к большим уровням КВЧ в перекачиваемой жид-кости, высокая износостойкость и ремонтопригод-ность рабочих колес и направляющих аппаратов.

Также на месторождениях Муравленковского ре-гиона внедрялись шаровые обратные клапаны, со-вмещенные со шлангом. На данный момент внедрено120 таких клапанов (6% от фонда). Текущая наработ-ка составляет 399 суток, прирост по скважинам, ко-торые прежде без данных клапанов отказывали по за-сорению, достиг 27%. Внедрение и анализ продол-жаются.

Реализация всех описанных и других мероприятийнаряду с ежедневно проводимой работой по догово-рам сервисного обслуживания позволила в 2009 годуснизить количество отказов по засорению мехприме-сями и износу рабочих органов на 24% относительно2008 года (минус 197 отказов). Итогом работы сталпродолжающийся рост наработки оборудования наотказ без существенного изменения забойного дав-ления (см. «Показатели наработки на отказ и средне-действующего фонда УЭЦН по месторождениям «Газ-промнефть-ННГ»).

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Насколько эффект налипания на фильтрах ЖНШ зависитот местности применения? В каких случаях это происходит? Сергей Погорелов: В основном проблема связана с выносом глинистыхпачек. 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 былопорядка 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 попада-ют мехпримеси в установку. У вас есть какие-то дальнейшие нара-ботки, вы меняете сепараторы, водите мультифазные насосы? С.П.: Мультифазные насосы — да. Диспергаторы, приемный модульЖНШ.

72 №2/2010


Проект «МРП-700» программы «Система

новых технологий», который в настоящее

время реализуется в компании ООО «РН-

Юганскнефтегаз», 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 2006году, и сегодня в задачи СНТ входит непрерывноевнедрение новых производственных решений с цельюувеличения запасов, повышения объемов добычи, сни-жения затрат, а также пополнение банка технологийкомпании и формирование кадрового ядра специали-стов мирового уровня.

В дочерних обществах компании были созданы ра-бочие группы (РГ) по ключевым направлениям про-изводственной деятельности. Их целью стала разра-ботка и реализация технической политики компании«Роснефть» на перспективу. В состав рабочих группвошли и высококвалифицированные специалистыпроизводственных подразделений ООО «РН-Юганск-нефтегаз».

Рабочие группы изучали рейтинг проблем, опытвнедрения использующихся технологий на всем про-тяжении технологической цепочки процесса нефтедо-бычи, а также существующие отечественные и зару-бежные практики. На основании выполненного анали-за отбирались перспективные методы, оборудованиеи технологии для проведения испытаний.

Инициацией проекта «МРП-700» послужила по-ездка специалистов компании на завод REDA в Син-гапур и их знакомство с новыми разработками в обла-сти проектирования и производства погружного обо-рудования. Результатом поездки стало формированиепроектной группы в направлении мехдобычи, разра-ботка и утверждение бизнес-плана, целевое финан-сирование. В качестве объекта испытаний было вы-брано Приобское месторождение. Тогда же мы сфор-мировали техзадание на производство 10 комплектоввысоконадежного импортного погружного оборудова-ния лидирующих компаний (REDA и Centrilift).

Экспертная оценка наработок аналогичного обо-рудования со схожими условиями эксплуатации, втом числе по зарубежным месторождениям, прове-денная по результатам анализа базы данных RIFTS(мировой нефтяной консорциум по сбору причин от-казов насосов), показала, что технический пределувеличения межремонтного периода (МРП) электро-центробежных насосов не достигнут, есть резервулучшения (см. «Наработки высокодебитных УЭЦН восложненных условиях» и «Экспертная оценка уров-ня МРП УЭЦН»). На Северном море максимальныенаработки УЭЦН достигают 1200 суток, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» на момент старта проекта межре-монтный период по импортному оборудованию со-

74

ПРОЕКТ «МРП-700»

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


0

200

400

600

800

Импортные Суперизносостойкие

280

700

Наработки высокодебитных УЭЦН в осложненных условиях

№2/2010

ставлял около 340 суток, средний по Приобскому ме-сторождению — 280 суток.

По итогам реализации проекта мы ожидаем достичьмаксимальной наработки в 700 суток и получить эко-номический эффект 33,5 млн руб. Срок окупаемостипо нашим расчетам должен был составить 2 года, аэффект определялся бы получением дополнительнойдобычи нефти и экономией на ПРС.

Для реализации проекта подходили около 200 «зо-лотых» скважин фонда компании. Средний дебит це-левого фонда в ООО «РН-ЮНГ» по данным на декабрь2008 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. жид-кости и более 100 тонн нефти в сутки.

75


№2/2010

Твердость покрытия сравнимас твердостью карбида вольфрама.

Обеспечивает защитуот абразивного износа, песка

Низкий коэффициент трения.Обеспечивает защиту от

солеотложений и асфальтенов

Покрытия рабочих органов насосов Centrilift

Экспертная оценка уровня МРП УЭЦН

Отличия серийного импортного оборудования от проектного (МРП-700)

Узел Серийное импортноеПроектное

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 рабочихорганов — Pumpguard 2-го типа —

от абразива, солей и коррозии

Валы каждой секции из материала Инк-718 (почти в 2 раза прочнеестандартного). Материал колес

и аппаратов-5530 (защита от коррозии)

Газо -сепаратор

Стандартного исполнения (вставная гильза для защиты от износа)

Износостойкого исполнения, карбидвольфрама, устройство MVP+

(работа с газом до 75%)

Устройство AGH: подшипники — карбид кремния, высокопрочный вал

(работа с газом до 55%)

Гидро -защита

Стандартного исполнения3-камерная, 2 эластомерных барьера,

усиленные пята и вал

Тандемная гидрозащита для повышениянадежности (в 2 раза больше объеммасла). В протекторе 540-й серии —

металлические сильфоны для защиты от коррозии и абразивного износа

ДвигательПЭД

Стандартного исполненияТермостойкое масло CL-5, резино -технические изделия свыше +200°С

Усиленные подшипники, обмотка из материала «Каптон»

Погружнойкабель

Освинцованный кабель, по всейдлине термостойкий, от 95°С

до +232°С

Освинцованный кабель, оцинкованнаяс 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

ДатчикИзмеряемые параметры:

Р, t на приеме, радиальная вибрацияДополнительно: t обмотки ПЭД, осевая вибрация и ток утечки

Дополнительно: давление на выкиденасоса, t обмотки ПЭД, осевая вибрация

и ток утечки

ПРОЕКТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В закупленных для проекта УЭЦН производстваSchlumberger REDA и Centrilift разработчики реализо-вали более 10 инновационных конструктивных и тех-нологических решений, направленных на повышениенадежности. Использованные при производстве уста-новок коррозионно-износостойкие материалы былирассчитаны на работу в условиях повышенного содер-жания механических примесей.

В каждой секции насоса использовались упрочнен-ные валы из материала Inconel-718, прочность которо-го в 1,8 раза превышает показатели традиционно ис-пользующихся в импортном оборудовании сплавов К-Моnel. По всей длине насоса были установленыпромежуточные радиальные подшипники из карбидавольфрама и карбида кремния, а для изготовления ра-бочих органов применялся специальный износостой-

кий материал и защитные покрытия от асфальтенов,солей, абразивов. В комплектации была примененатандемная гидрозащита увеличенного объема, а такжевпервые испытывался протектор с диафрагмами в ви-де металлических сильфонов (гофр) для защиты отвоздействия мехпримесей (см. «Отличия серийногоимпортного оборудования от проектного (МРП-700)»).

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ CENTRILIFT

Одним из технических решений для увеличения на-дежности конструкции узлов УЭЦН Centrilift в проекте«МРП-700» стало покрытие рабочих органов насосовматериалами Armor I и Armor X (см. «Покрытия рабочихорганов насосов Centrilift»).

Материал Armor I представляет собой полимерныйматериал, предотвращающий осаждение солей и ас-фальтенов на поверхностях рабочих колес и аппаратов.Покрытие также обеспечивает определенную дополни-тельную защиту оборудования от коррозии и абразив-ного износа. Материал имеет низкий коэффициент тре-ния, что снижает износ рабочих поверхностей ступенейнасоса при соприкосновении с механическими части-цами скважинного флюида.

Материал Armor X — это электрохимически осаж-денный равномерный защитный слой на поверхностирабочих органов насоса. Особенность данного защит-ного покрытия заключается в его высокой твердости,сравнимой с твердостью карбида вольфрама и превы-шающей твердость механических примесей скважин-ного флюида, а также в очень высокой степени адге-зии к основному материалу рабочих ступеней насоса(нирезист). В связи с тем, что заранее было сложноопределить, какой из осложняющих факторов в сква-жине будет превалировать, было принято решение окомбинированном использовании в составе установки

76


Обычные р.о.(новые)

Р.о. из материала5530 (418 сут. раб.)







Материалы ступеней насосов Schlumberger REDA

Обычные РО Покрытие AI Покрытие AX

1. 2. 3.

Обычные РО Покрытие AI Покрытие AX

1. 2. 3.

Покрытия рабочих органов Centrilift (результаты разбора)

МатериалТвердость(Бриннель)

Твердость (Бриннель),тест

Средний коэффициентизноса , тест

Ni-resist I 120–160 129 100%

Ni-resist IV 149–212 138 67%

5530 180–220 216 57%

№2/2010

обоих покрытий. Всего мы установили 5 насосных сек-ций по 72 ступени насоса серии 400Р, из которых однасекция была набрана из ступеней с покрытием Armor X,другая секция — с покрытием Armor I, наконец, третьясекция была набрана из ступеней обоих покрытий. Двесекции защитного покрытия не имели.

В ходе испытаний произошли 2 демонтажа комплек-тов Centrilift с рабочими органами с защитными по-крытиями. Комиссионный разбор комплекта 400Р60с наработкой 167 суток (срыв подачи) и сравнитель-ная дефектовка рабочих органов на предмет износапоказали, что защитные покрытия практически не

77


№2/2010

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

Влияние конструктивных факторов Влияние эксплуатационных факторов

№ Фактор

Веро-

ятностное

влияние,

доли

Меро приятияВлияние

на ПРС№

Осложняю-

щий фактор

Веро-

ятностное

влияние,

доли

Оценка

влияния

на ПРС

фактора

Конструктивное решение

Оценка

веса

решения

(в рамках

группы)

Оценка

влияния

на ПРС

меро -

приятия

1Конструктивный

недостаток0,02

Входные

испытания0,32

1 Мехпримеси 0,34 5,44

Применение защитных покрытий

рабочих органов PumpGuard0,50 2,72

2Заводской брак

изготовления0,02

Входные

испытания0,32 Упрочненные валы насосов 0,10 0,54

3Брак

транспортировки0,01

Входные

испытания0,16

Металлизированные диафрагмы

протектора0,10 0,54

4 Брак монтажа 0,01Шеф-монтаж,

супервайзинг0,16

Материал рабочих органов

R55300,30 1,63

2

Необеспе-

ченный

приток

0,28 4,48

Применение погружных

датчиков нового типа0,50 2,24

Контроль за работой 0,50 2,24

3Соле -

отложения0,25 4,00

Применение защитных покрытий

рабочих органов PumpGuard0,40 1,60

Кабель с капиллярной трубкой

подачи ингибитора0,60 2,40

4

Мехповреж-

дение

кабеля

0,07 1,12

Применение протектолайзеров

по установке0,50 0,56

Применение кабельных про -

текторов по всей длине кабеля0,50 0,56

0,96 15,04 15,04

ВСЕГО (плановая эффективность — итоговая экономя ПРС) 16

Оценка влияния 4-х решений (КПЭ№2) 8,99

* по результатам Дня качества, отказы по Приобскому региону за 2008 г. ** выполнена экспертным путем

D3500R�465�1976

D5800R�770�1605

S5000R�626�1821

400P35SSD�464�

1530

400P60SSD�741�

1630

DN�5800 DN�4300 GC�6100 GC�4100 400P43 ЭЦНМИК�320�1916

ВНН700�2000

ЭЦН�500

Проектное оборудование Импортное серийное Отечественный аналог

Сравнение стоимости проектного оборудования с аналогами

пострадали. Коррозии и солеотложений мы не обна-ружили (см. «Покрытия рабочих органов Centrilift (ре-зультаты разбора)»).

По результатам разбора комплекта 400Р35 с нара-боткой 504 суток (остановка по ГТМ) был установленнезначительный износ юбок рабочих органов с покры-тием от солеотложений (AI), полное отсуствие износарабочих органов с покрытием от износа (AX) и значи-тельный износ всех колес и аппаратов без покрытий.

Разработана программа по подведению итогов ис-пытаний, и сейчас на сервисной базе г. Муравленковедется тестирование секций насоса с рабочими ор-ганами, прошедшими отбраковку, на предмет получе-ния напорно-расходных характеристик.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ SCHLUMBERGER REDA

В настоящее время компания Schlumberger для про-изводства УЭЦН REDA предлагает материалы ступе-ней повышенной прочности двух типов: Нирезист-4 и5530. Сравнительный состав материалов для изготов-ления 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 так-же Mo, V, Mn.

Выбор типа материала должен основываться как натехнической, так и на экономической стороне вопроса.Твердость материала Нирезист-1 составляет 120-160единиц по Бриннелю, в то время как Нирезист-4 — 149-212 ед., а 5530 — 180-220 единиц. Оба материала обла-дают коррозионностойкими свойствами, но 5530 вменьшей степени подвержен коррозии.

Тест на износ на водопесчаной смеси показал сле-дующие результаты: если принять потерю массы сту-пеней из Нирезиста-1 за100%, то Нирезист-4 потерял67% массы, а 5530 — 57%, что говорит о превосход-стве материала 5530 во всех аспектах. В данном те-сте Нирезист-4 показал твердость 138 единиц, 5530показал значение 216 и Нирезист-1 — 129 единиц по

Бриннелю (см. «Материалы ступеней насосов Schlum-berger REDA»).

В ходе испытаний производился 1 демонтаж ком-плекта REDA с рабочими органами, изготовленными изматериала 5530, с последующим комиссионным раз-бором насоса и сравнительной дефектовкой рабочихорганов на предмет износа.

Разбор комплекта D3500R с наработкой 418 суток(остановлен по ГТМ) выявил незначительный износ ра-бочих органов, а также полное отсутствие коррозии исолеотложений. Анализ параметров работы насоса не-посредственно перед остановкой скважины проведен-ный отделом расчета погружного оборудования, пока-зал соответствие паспортных напорно-расходных ха-рактеристик насоса без деградации напора.

ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ

Одним из ключевых показателей эффективности(КПЭ) по проекту стало сокращение 15 ПРС, в том чис-ле экономия 9 ремонтов скважин за счет примененияосновных конструктивных решений. Путем экспертнойоценки было спрогнозировано влияние примененныхконструктивных решений на эксплуатационные фак-торы в процентом выражении (см. «Оценка влияния ос-новных конструктивных «отличий» на ожидаемую эф-фективность проекта»). Значение осложняющих фак-торов и их рейтинг по вероятностному влиянию мывзяли из результатов «Дня качества» по региону за2008 год.

Наиболее весомыми осложняющими факторамиоказались мехпримеси, необеспеченный приток и со-леотложения (34%, 28% и 25% из 100% общего числапричин отказов соответственно).

По предварительным результатам испытаний быласоставлена матрица оценки конструктивных решений,примененных в проекте. Итогом заполнения матрицыбудет внесение изменений и дополнений в ЕТТ (единыетехнические требования) компании ОАО «НК «Рос-нефть» (см. «Матрица оценки конструктивных реше-ний, примененных в проекте «МРП-700. Суперизносо-стойкое оборудование»).

78 №2/2010


Наработки по скважинам проекта «МРП-700» на 01.02.2010

79


№2/2010

Матрица оценки конструктивных решений, примененных в проекте «МРП-700. Суперизносостойкое оборудование»

№

Конструк-

тивное ре-

шение

Описание

Аналоги (альтернативы)

Заявленные

превосход-

ства

Выявленные при испытаниях:Рекомендации

по примене-

нию (внесе-

нию измене-

ний в ЕТТ)

1 2 3 Приемущества Недостатки Риски

1

Покрытия рабочих орга-нов Centrilift

Armor I

Полимерные покрытиядля защиты от отложе-ния солей, асфальте-

нов, коррозии

Материал ЖКП(Ижнефтепласт)

Материал полифинилсуль-фид (Фортрон),

напыление Реам-РТИ

УЭЦНДП («Борец»),

ВНН («Новомет»)порошковая металлургия

Увеличение на-работки, отсут-

ствие отложенийсолей, асфаль-

тенов по сравне-нию с серийновыпускаемымматериалом

Подтвержденамалая степень

износа РО

Высокая стоимость

обработки РО (в n раз)

не выявлено Рекомендовано

2

Покрытия ра-бочих органов

Centrilift Armor X

Электрохимическоеосаждение металлизи-

рованного слоя для защиты от абразивного

износа


REDA 5530

Газотермическоенапыление (технология

ТСЗП)



Увеличение на-работки, малый

износ по сравне-нию с серийновыпускаемымматериалом


износа РО

Высокая стоимость

обработки РО (в n раз)


3


REDA 5530

Высокопрочный легированный чугун

(Ni-resist V)

Покрытия рабочих органов

Centrilift AX

Газотермическоенапыление (технология

ТСЗП)



Увеличение на-работки, малый

износ по сравне-нию с серийновыпускаемымматериалом


износа РО

Высокая стоимость материала (в n раз)


4Подшипники

в насосе REDA

Промежуточные стаби-лизирующие подшипни-ки из карбида кремния

Карбид вольфрама

Цирконий Чугун белый

Повышенная износостой-кость, корро-

зионностойкость

Подтвержденамалая степеньизноса валов


не выявленоРазрабаты -

ваются

5Подшипники

в насосе Centrilift

Промежуточные стабилизирующие

подшипники из карбида вольфрама

Карбид кремния Цирконий Чугун белыйПовышенная

ударопрочность

Подтвержденамалая степеньизноса валов



ваются

6Материал

валов секцийREDA

Применение материалаИнконнель 718

К-МоннельСталь

ОЗХ14Н7В ТУ

Прочность +1.8 раза

по сравнению с К-Моннель

Не выявлено



ваются

7

Капиллярнаятрубка подачи

ингибиторасолеотложе-ния на прием

насоса

4-я стальная жила в составе погружного

кабеля Redelead

Технология «Синергия-

Лидер» (отдельно

спускаемаятрубка)

Отечественныйпогружной

кабель с полимерной

трубкой

Отсутствие отказов по

солям, сохране-ние концентра-ции ингибитора

в скважине

Не подтверж -дено

Высокая стои-мость, низкая

ремонтопригод-ность, аварий-

ность в процессемонтажа, спуска

УЭЦН

Риск засоренияобратного клапа-

на в скважине,на конце трубки(в районе ПЭД),мехповреждениякабеля, необхо-димость приме-

нения ориги-нальных протек-

торов,изготовление

дополнительныхсростков

Не рекомен -довано

8Погружной

датчикPhoenix XT-1

Погружной датчик REDA с дополнитель-ными параметрами

(давление на выкиденасоса, температура

двигателя, осевая вибрация)

нет нет нет

Оптимизация добычи, монито-

ринг пласта, увеличение

Кэкспл. скважины,рост наработкиоборудования

Не подтверж -дено

Высокая стоимость узла

(в n раз)

Риск поврежде-ния гидравличе-

ской трубкивдоль установкиот датчика на ло-вильную головку

(P на выкиде)

Рекомендованос ограничениями(для проведения

ГДИС)

9Тандемная

гидрозащитаREDA

Двухмодульное испол-нение BPBSL-HL,

бесшпоночные под-шипники из карбида

вольфрама

нет нет нет

Повышенная износостой-

кость, термо-стойкость

Не выявленоВысокая

стоимость узла(в n раз)

не выявленоНе рекомен -

довано

10

Усовершен-ствованная

гидрозащитаREDA с насо-сами серии S

Металлизированнаядиафрагма протектора

(гофра) 540 сериинет нет нет

Коррозионно-стойкость,

агрессивостойкость, термо-

стойкость

Не выявленоВысокая

стоимость узла(в n раз)

не выявленоНе рекомен -

довано

Еще одним предметом изучения стала разница встоимости полнокомплектного проектного оборудо-вания и серийных импортных аналогов, а такжеблизких по типоразмеру отечественных УЭЦН (см.«Сравнение стоимости проектного оборудования саналогами»).

Сравнение показало, что стоимость проектныхУЭЦН в 1,6-1,8 раза превышает стоимость серийных

импортных аналогов (за счет применения особо проч-ных материалов и конструктивных решений) и почтив 3 раза — стоимость аналогичных по номенклатурекомплектов российского производства.

Кроме того, мы анализировали наработку обору-дования (в обезличенной форме) по периодам: теку-щая наработка, наработка предыдущей установки исредняя наработка на отказ (СНО) по трем последнимрейсам. На 1 февраля 2010 года текущая максималь-ная наработка УЭЦН по проекту «МРП-700» состави-ла 618 суток, а средняя по проекту — 460 суток. СНОпо последним спускам составляла 280 суток (по тремпоследним отказам около 240 сут.) и, таким образом,рост наработки по проекту составил 1,65 раз (и 1,9раза по сравнению с наработками отечественныхУЭЦН) по отношению к стандартному оборудованию(см. «Наработки по скважинам проекта «МРП-700» на01.02.2010»). Стоит отметить, что до монтажа про-ектного оборудования в большинстве случаев в сква-жинах тоже эксплуатировалось импортное оборудо-вание серийного исполнения.

Расчет вероятности безотказной работы, выпол-ненный в программе «РН-Надежность», демонстриру-ет, что функция надежности проектного оборудова-ния (факт и прогноз) значительно выше наработокпредыдущих периодов (см. «Функция выживаемостиоборудования МРП 700 и стандартного оборудованияв скважинах-аналогах»). Для проведения расчетабрались наработки по всем отказавшим УЭЦН в сква-жинах проекта «МРП-700», а также по скважинам саналогичными условиями эксплуатации. На фактиче-ские наработки предыдущих периодов аппроксими-ровалась прогнозная линия максимально возможныхнаработок. Из графика видно, что около половиныустановок проекта «МРП-700», по нашим расчетам,отработают более 800 суток.

80 №2/2010


ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Подготовка скважин перед пуском установок стандартнаябыла? Андрей Петренко: Да, при текущих предшествующих отказах прово-дилась обычная подготовка. В двух случаях после пересыпания забояпроводили чистку колтюбингом. Ничего такого сверхъестественного не делали в этих скважинах, хотя привлекали частичный сервис. То есть полный шеф-монтажSchlumberger и Centrilift, вывод на режим при их участии, и они нампериодически делают анализ работы, дают свои рекомендации.

Вопрос: Установки работали на повышенной частоте или на пони-женной?А.П.: Ну а что считать повышенной частотой? Для импортных УЭЦНсчитается стандартной 60 гц. Выводили на режим с 35–37 Гц, а в про-цессе эксплуатации все скважины работают в разных режимах — от52 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 про-исходит массовый вынос мехпримесей. Независимо от того, на какойчастоте мы работаем в это время. Таким образом, основнымиограничениями по нижней и верхней предельной частоте являютсянапорность установки, которая меняется в квадратичной пропорции,либо мощность, потребляемая насосом, изменяющаяся в кубе, а так-же уровень КВЧ. Вывод на режим мы начинаем с минимально допу-стимой частоты и продолжаем, исходя из результатов анализа насодержание мехпримесей. Не стоит забывать, что у нас в составеустановки были смонтированы датчики, которые показывали нетолько вибрацию в двух направлениях, но также давление на приемеи на выкиде насоса, температуру и т.д. То есть, у нас было достаточноинформации, чтобы оценить выводной режим.

Функция выживаемости оборудования МРП 700 и стандартного оборудования в скважинах-аналогах

81

АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПО ПРИЧИНЕЗАСОРЕНИЯ ПО ФОНДУ СКВАЖИН,

ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН, ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

ХАРИТОНОВ Александр ГеоргиевичВедущий инженер отдела текущего ремонта скважин

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»


№2/2010

ВООО «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.

ШГН68,34%(572)

ЭЦН27,72%(232)

ШВН3,94%(33)

1 кв.2008

2 кв.2008

3 кв.2008

4 кв.2008

1 кв.2009

2 кв.2009

3 кв.2009

4 кв.2009

Ср. кв. за 2008 г.

3649 48

66 64 55 4865 57

Структура и динамика преждевременных отказов

2,0

Фонтан УЭЦН УШГН УШВН

58,0

38,4

1,6

%

На 01.01.2010 г.

Распределение добычи по способам эксплуатации

Динамика фонда скважин

Действующий фонд скважин Всего Фонтан УЭЦН УШГН УШВН

На 01.01.09 г. 5301 32 1547 3603 119

На 01.01.10 г. 5485 24 1613 3706 142

Отклонение за 2009 г. 184 -8 66 103 23

% от действующего фонда на 01.01.10 г.

100% 0,4% 29,4% 68% 3%

Преждевременные ремонты за 2008–2009 гг.

ПоказателиУЭЦН УШГН УШВН

2008 2009 2008 2009 2008 2009

Эксплуатационный фонд скважин 1607 1661 4040 4117 133 141

Количество ремонтов 499 478 1600 1517 56 85

Количество преждевременныхремонтов

199 232 533 572 42 33

Процент преждевременных ремонтовот общего количества ремонтов

40% 49% 33% 38% 75% 39%

Действующий фонд скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» за 2009 год увеличился на 184 скважины и со-ставил 5485 скважин (см. «Динамика фонда сква-жин»). В том числе по скважинам с УЭЦН увеличениефонда составило 66 скважин.

Фонд УЭЦН достиг величины 1613 скважин, что со-ставляет 29,4% от общего фонда скважин. В то же вре-мя доля добычи из скважин, оборудованных УЭЦН, со-ставляет 58% (см. «Распределение добычи по спосо-бам эксплуатации»). Таким образом, работа с фондомскважин, оборудованных УЭЦН, остается наиболееприоритетной задачей.

Между тем, доля преждевременных ремонтов пофонду скважин с ЭЦН растет (см. «Преждевременныеремонты за 2008-2009 гг.»). При этом преждевремен-ными в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» считаются отказы с на-работками менее 540 суток. Наше сервисное пред-приятие дает на отремонтированное оборудование га-рантию 540 суток.

Доля отказов УЭЦН составляет 27,7% от общегочисла преждевременных отказов (см. «Структура и ди-намика преждевременных отказов»).

Причины отказов мы делим на четыре основныегруппы: 1) причины, связанные с нарушением техно-логии подземного ремонта скважин; 2) причины, свя-занные с нарушениями технологии эксплуатации сква-

82


№2/2010

Сниж

ение

Нд

Геол

ого-

техн

ичес

кие

мер

опри

ятия

Засо

рени

е

Нег

ерм

етич

ност

ь Н

КТ

Нег

ерм

етич

ност

ь Н

КТ

Нек

ачес

твен

ный

рем

онт

кабе

ляН

екач

еств

енны

йре

мон

т дв

игат

еля

Нек

ачес

твен

ный

рем

онт

насо

саН

екач

еств

енно

еиз

гото

влен

ие м

уфты

каб

еля

Сниж

ение

изо

ляци

и П

ЭД

Неп

рави

льна

я ко

мпл

екта

ция

Авар

ии

Про

чие

Про

чие

Про

чие

Заво

дско

й бр

ак к

абел

я

Заво

дско

й бр

ак д

вига

теля

Заво

дско

й бр

ак н

асос

а

Заво

дско

й бр

ак г

идро

защ

иты

Мех

анич

еско

епо

вреж

дени

е ка

беля

Засо

рени

е на

соса

мус

ором

Засо

рени

е на

соса

песк

омН

екач

еств

енна

япо

дгон

ка с

кваж

ины

Нек

ачес

твен

ный

выво

д на

реж

им

Гидр

атоп

араф

иноо

тлож

ения

Соле

отло

жен

ия

Корр

озия

Нар

ушен

ие т

ехно

логи

ире

мон

та

Неп

рави

льны

й по

дбор

Беск

онтр

ольн

аяэк

сплу

атац

ия

Причины, связанныес нарушениями технологии

подземного ремонта скважин

Причины, связанные с нарушениями технологииэксплуатации скважин

Причины, связанные с сервисными предприятиямипо обслуживанию ГНО

Причины, связанныес заводским браком

2008 2009

85

1

10

5 51 0 2 1 1 2 0 1 1 0

22

11 1314

24

9

3632

44

51

75

4 3 50 2

8 9

2 0 1 1 2 0 0 1 0 1 2 04

0 1 0 2 1 1 0 1 0 24

Основные причины преждевременного выхода из строя УЭЦН

616

Малые типоразмеры (до УЭЦН-35)

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

Большие типоразмеры (УЭЦН-125)

53

Количество отказов

Распределение отказов с засорениями по типоразмерам УЭЦН

Анализ типов (видов) засорений УЭЦН в 2009 году

Типы засорений Вид мехпримесей Количество

Засорение в большейстепени одним видоммехпримесей

Продукты суффозии пласта (песок) 15

Продукты коррозии 15

Продукты бурения 2

АСПО 3

Соли (солеотложения) 5

Проппант 3

Комплексное засорениеразными мехпримесями

Продукты коррозии и соли 12

Продукты коррозии, соли и песок 7

Мехпримеси и АСПО 7

Песок и продукты коррозии 4

Проппант, продукты коррозии и АСПО 2

До 50 суток

10

18

35

12

От 51 до 100 суток

от 101 до 360 суток От 360 до 540 суток


Распределение отказов с засорениями по наработке ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: 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 циклическихостановок происходит накопление мехпримесей.

Вопрос: На какие глубины спускаете установки?А.Х.: Глубины спуска очень разнятся. Скажем, по югу области у нас глубины спуска от800 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. Изних два фильтра полностью засорились в первые дни работы, а остальные — в течениедвух-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 дорогостоящееоборудование и получать отрицательный результат.

83


№2/2010

жин; 3) причины, связанные с сервисным предприяти-ем по обслуживанию установок; 4) причины, связанныес заводским браком (см. «Основные причины прежде-временного выхода из строя УЭЦН»).

Наибольшее количество отказов в 2009 году прихо-дилось на засорение УЭЦН мехпримесями. Причем мывидим заметный рост влияния этого показателя. В 2008году был 51 отказ, в 2009 году мы видим уже 75 отка-зов. Далее по значению стоят геолого-технические ме-роприятия, доля которых также растет, и коррозияоборудования.

Мы отмечаем как засорение одним видом мехпри-месей, так и комплексное засорение (см. «Анализ ти-пов (видов) засорений УЭЦН в 2009 году»). Сюда от-носятся продукты суффузии пласта (песок), продуктыкоррозии, продукты бурения, АСПО, солеотложения,проппант и их смеси.

Основная доля отказов приходится на УЭЦН ма-лых типоразмеров (УЭЦН-35), тогда как по УЭЦН-125в прошлом году произошло всего 6 отказов (см.«Распределение отказов с засорениями по типораз-мерам УЭЦН»). Отказов УЭЦН с типоразмером более125 по причине засорения мехпримесями не зафик-сировано.

Мы также анализировали распределение отказовпо засорению в разрезе наработки на отказ (см. «Рас-пределение отказов с засорениями по наработке»). До50 суток у нас 10 отказов, от 50 до 100 суток — 18 от-казов, от 100 до 360 — 35 и от 360 до 500 суток — 12отказов. Таким образом, засорение происходит как вкороткие сроки, так и после довольно длительных пе-риодов работы.

Следующее сопоставление, которое мы проводи-ли, — это классификация отказов по засорению в за-висимости от предыдущих работ на скважинах. Этозасорение после проведения ГТМ, после ввода сква-жин из бурения и после обычных текущих ремонтовскважин (см. «Распределение причин засорений ЭЦНв зависимости от видов предыдущих работ на скважи-не»). Видно, что преобладает засорение после прове-дения ГТМ — это 39 отказов.

Распределение причин засорений ЭЦН в зависимости от видовпредыдущих работ на скважине

Типызасорений

Вид мехпримесей ПослеГТМ(39)

Ввод избурения

(6)

ПослеТРС(30)

Засорение в большейстепениодним видоммехпримесей

Продукты суффозии пласта (песок) 10 2 3

Продукты коррозии 6 9

Продукты бурения 2

АСПО 2 1

Соли (солеотложения) 5

Пропант 3

Комплексноезасорениеразнымимехпримесми

Продукты коррозии и соли 8 4

Продукты коррозии, соли и песок 4 3

Мехпримеси и АСПО 1 6

Песок и продукты коррозии 4

Пропант, продукты коррозии и АСПО 2

39

Проведение ПМ (методы ПНП, интенсификация добычи)

Ввод бурения Текущие ремонты скважины

6

30


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

Осложнения, 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 «РН-

УфаНИПИнефть» 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 поло-мок насосного оборудования для добычи нефти яв-ляются наиболее часто встречающимся осложнениемна механизированном фонде скважин ОАО «НК «Рос-нефть». По данным расследований причин отказов нафонде ЭЦН нефтедобывающих предприятий ЗападнойСибири на долю механических примесей приходитсяот 25 до 40% от общего числа отказов электроцентро-бежных насосов (см. «Механические примеси какосложняющий фактор добычи»).

При эксплуатации нефтедобывающих скважин вусловиях негативного влияния механических примесейнеобходимо соблюдение баланса между эффектив-ностью работы погружного оборудования, которая ха-рактеризуется достижением максимальных отборовпластовой жидкости, и его надежностью (см. «Схемапроектирования системы механизированной добычинефти в условиях выноса мехпримесей»).

Для проектных параметров эксплуатации скважиныосуществляется прогнозирование выноса мехприме-сей, на основе которого в свою очередь происходит вы-

84

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ПРОЕКТИРОВАНИЮСИСТЕМЫ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧИНЕФТИ В УСЛОВИЯХ ВЫНОСА МЕХПРИМЕСЕЙ

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

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

РАМАЗАНОВ Рустэм РифовичНаучный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть»


Отказы УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз», 2009 г. Отказы УЭЦН в ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2009 г.

Механические примеси как осложняющий фактор добычи

Схема проектирования системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей

Прямая и обратная задачи

№2/2010

бор технологий предотвращения выноса мехпримесейи подбор насосного оборудования.

При этом необходимо отметить, что при проектирова-нии системы механизированной добычи важно учитыватьвзаимное влияние ее основных элементов. В частности,если использование задерживающих фильтров позво-ляет существенно снизить негативное влияние мехпри-месей на насосное оборудование, то к последнему необязательно предъявлять завышенные требования по из-носостойкости. И, наоборот, использование специально-го исполнения насоса в ряде случаев позволяет ему про-должительное время успешно функционировать без ка-ких-либо дополнительных защитных приспособлений.

Особо следует заметить, что существует обратнаясвязь между параметрами эксплуатации скважины и вы-бором насосного оборудования. Технико-экономиче-ские расчеты показывают, что эксплуатация скважин врежиме максимальных отборов не всегда экономическиоправдана из-за резкого сокращения наработки на от-каз по причине засорения мехпримесями. Поэтому, ес-ли оказывается, что изменение режима работы насосав сторону некоторого увеличения забойного давлениясущественно сокращает вредное влияние мехприме-сей, то в таком случае целесообразно изменить целе-вые параметры эксплуатации скважины (см. «Прямая иобратная задачи»).

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫНОСАМЕХПРИМЕСЕЙ

Адекватный выбор технологий предотвращения вы-носа мехпримесей и подбор насосного оборудованияневозможен без научно обоснованного прогноза вы-носа мехпримесей.

Согласно современным представлениям о проблемемехпримесей, они так же, как соли и парафины, отно-сятся к наиболее часто встречающимся отложениям наэлементах подземного оборудования нефтедобываю-щих скважин. При этом в большинстве случаев составотложений характеризуется включениями всех трех ти-пов, что позволяет говорить о необходимости ком-плексного подхода к прогнозированию выноса мехпри-

месей с учетом соле- и парафиноотложений (см. «Со-временные представления о проблеме мехпримесей»).

Природа происхождения твердых частиц в насос-ном оборудовании также многообразна. Основную ихдолю составляют частицы, выносимые из пласта в про-цессе эксплуатации скважин, но при этом значитель-ная часть мехпримесей имеет непластовое происхож-дение: продукты коррозии подземного оборудованияи частицы, вносимые в скважину в результате прове-дения ремонтов и ГТМ (например, нерастворимые

85


Современные представления о проблеме мехпримесей

Моделирование процессов при прогнозировании выноса мехпримесей

Модели выноса частиц из ПЗП

№2/2010

твердые включения в составе жидкости глушения илиобломки проппанта после проведения ГРП).

С учетом сказанного прогноз выноса мехпримесейдолжен осуществляться на основе моделирования ком-плекса взаимосвязанных процессов. С точки зренияопределения количественного и качественного составамехпримесей, актуальным является не только модели-рование выноса твердых частиц из призабойной зоны,но и расчет скорости коррозии и параметров ГРП. По-скольку нас, прежде всего, интересует взаимодействиемехпримесей с насосным оборудованием и технология-ми защиты, то моделирование должно включать в себяописание движения частиц в скважине, воздействие нафильтр и насос (см. «Моделирование процессов припрогнозировании выноса мехпримесей»).

Если обратиться к моделированию выноса частиц изпризабойной зоны пласта, то условно все модели мож-но разбить на две категории: статистические и механи-стические (см. «Модели выноса частиц из ПЗП»). Пер-вые, как правило, основываются на данных технологи-ческих режимов работы нефтяных скважин и замерахКВЧ, и с их помощью пытаются установить статистиче-ские корреляции КВЧ с параметрами эксплуатации(пластовое давление, депрессия, обводненность и др.).

Механистические модели (модель разрушения ПЗП,модель радиальной фильтрации с учетом диффузиитвердых частиц и т.д.) базируются на физическихаспектах процесса и поэтому являются более универ-сальными, но для их применения набор исходных дан-ных должен быть существенно расширен и долженвключать в себя свойства пласта и твердых частиц.

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ЗАЩИТЫПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Существуют две группы технологий эксплуатациинефтяных скважин с пескопроявлением: технологии,которые позволяют работать с мехпримесями, и тех-нологии, направленные на предотвращение или сни-жение выноса мехпримесей (см. «Технологии работыс мехпримесями»).

К первой группе относятся технологии обеспеченияусловий выноса мехпримесей (уменьшение отборов,снижение обводненности и т.д.) и технологии, осно-ванные на использовании износостойкого насосногооборудования. Методы борьбы с пескопроявлениемподразделяются на химические (использование хими-ческих реагентов для крепления призабойной зоныпласта), физико-химические (коксование) и механиче-ские (фильтры). Защитные фильтры могут устанавли-ваться на забое, в скважине ниже точки подвеса на-соса и ПЭД, а также в составе ЭЦН вместо приемной

Инструменты для подбора оборудования

Технологии работы с мехпримесями ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: Вы сказали, что основная проблема — это исходные данные.Прорабатывали ли вы вопрос о том, как быстро и дешево получитьанализ состава мехпримесей?Андрей Топольников: Этот вопрос действительно прорабатывается внастоящее время. Не так давно мы начали заниматься этой пробле-мой системно и начали именно с исходных данных. Естественно, из-мерять все, что обычно измеряется, может быть, и не нужно. Нужновыделить 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 вы-носится? Вся проблема только в этом и будет.А.Т.: Проблема, на самом деле, и в модели тоже. Чтобы сказать, чтонам нужно, мы должны построить модель.

Вопрос: В компаниях есть свои базы данных по скважинам. Вашапрограмма 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 разсостоит в организации единой структурируемой базы данных по всемнефтедобывающим предприятиям НК «Роснефть».

86 №2/2010


Общая схема выбора технологий

87


Распределения концентрации механических примесей и поле скорости для различных моментов времени

Схема насосной установки с фильтром

1 – ПЭД2 – Модуль гидрозащиты3 – Прием насоса4 – Вал5 – Фильтр

Моделирование обтекания погружной части УЭЦН с фильтром

Зависимость параметров насоса от времени

Зависимость параметров насоса от времени

Характеристики ЭЦН до и после износаCхема движения жидкости в лабиринте электроцентробежного насоса

Диффузор

Рабочееколесо

Определение степени износа ЭЦН потоком жидкости с твердыми частицами

№2/2010

сетки. При одновременном использовании несколькихзащитных технологий важно определить, каким обра-зом они сочетаются друг с другом.

Общая схема подбора оборудования для работы смехпримесями включает в себя три стадии: выборспособа работы с мехпримесями (эксплуатация вусловиях пескопроявления или использование техно-логий защиты), выбор конкретной технологии (напри-мер, фильтр на забое, перед приемом насоса и в на-сосе) и выбор спецификации (тип, производитель,технические характеристики). При этом адекватныйвыбор оборудования для работы с мехпримесями дол-жен базироваться на данных моделирования, стендо-вых испытаний и промыслового опыта (см. «Инстру-менты для подбора оборудования»).

Алгоритм выбора технологий работы с механически-ми примесями может быть представлен в виде цепочкиэлементарных процессов, последовательное выполне-ние которых для заданных условий эксплуатации неф-тедобывающих скважин позволит рекомендовать тотили иной метод борьбы с мехпримесями (см. «Общаясхема выбора технологий»). Если на каком-либо этапецепочки допущена ошибка (например, неправильноопределен гранулометрический состав твердых частиц,выносимых из пласта, или используется непроверен-ная корреляция для прогноза выноса мехпримесей), ко-нечный результат может оказаться неприемлемым.

НАУЧНЫЕ РАЗРАБОТКИ ООО «РН-УФАНИПИНЕФТЬ»

Несмотря на то, что отказы насосного оборудова-ния, вызванные влиянием механических примесей,преобладают по сравнению с солеотложением, корро-зией и АСПО, этот вид осложнений по-прежнему оста-ется наименее изученным. В ООО «РН-УфаНИПИ-нефть» на протяжении нескольких последних лет про-водятся исследования, направленные на изучениевлияния осложнений в механизированной добыче неф-ти, осуществляется научно-методическое сопровожде-

ние испытаний новых технологий для предупрежденияи защиты от осложняющих факторов, в том числе отвредного влияния механических примесей.

В настоящее время в Институте проводятся теоре-тические исследования влияния механических приме-сей на абразивный износ деталей ЭЦН. Моделируетсядвижение жидкости с твердыми частицами внутри на-соса с учетом их эрозионного воздействия на элемен-ты ЭЦН. Для заданных параметров твердых частиц итехнических характеристик насоса расчетным спосо-бом определяются скорость износа элементов элек-троцентробежного насоса, снижение полезного напо-ра и прогнозная наработка на отказ (см. «Определе-ние степени износа ЭЦН потоком жидкости ствердыми частицами»).

Другая не менее важная задача состоит в модели-ровании обтекания пластовой жидкостью со взвешен-ными в ней твердыми частицами погружной части на-сосной установки, оснащенной фильтром. С помощьюдвумерной нестационарной модели определяются рас-пределения температуры и концентрации мехпримесейвблизи точки подвеса насоса, величина дополнитель-ного перепада давлений на фильтрующем элементе ивлияние мехпримесей на интенсивность теплообменамежду жидкостью и ПЭД (см. «Моделирование теченияжидкости через фильтр»).

Приведенные результаты моделирования должныпройти адаптацию и сравнение с результатами стен-довых и промысловых испытаний. В отсутствие полнойуверенности в адекватности моделей на первый планвыходит экспертно-статистический подход к выборутехнологий защиты от мехпримесей, основанный наиспользовании матриц применения технологий. На ос-нове анализа мирового опыта борьбы с вредным влия-нием мехпримесей в добыче нефти определены диа-пазоны применимости известных способов защиты,проведен расчет их экономической эффективности исоставлены рейтинги оборудования (см. «Разработкаматриц применения технологий»).

88 №2/2010


См. «Матрица применения технологий борьбы с мехпримесями»

Схема принятия решений по результатам отказов оборудования

Привлечение экономической составляющей в ана-лиз эффективности технологий работы с мехприме-сями позволили установить ряд интересных фактов ипредложить новые решения проблемы. С помощьютехнико-экономического анализа установлено, что наскважинах с интенсивным износом ЭЦН существуетоптимальная продолжительность времени работы на-соса, по истечении которого требуется его замена(см. «Определение оптимального времени работыЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа»).Создан вычислительный алгоритм, который позво-ляет определить оптимальное время работы ЭЦН, втом числе в зависимости от типа исполнения.

На платформе программы подбора погружногооборудования для добычи нефти RosPump, разрабо-танной в ООО «РН-УфаНИПИнефть», реализованмодуль «Солеотложения», в котором осуществляет-ся прогноз степени солеопасности на различныхучастках скважины и даются рекомендации по выбо-ру технологий предупреждения выпадения солей. Вближайшем будущем планируется расширить линей-ку осложнений, включив в нее АСПО, коррозию имехпримеси.

При проектировании системы механизированнойдобычи нефти в условиях выноса мехпримесей важноучитывать взаимное влияние ее основных элементов.При этом прогнозирование становится неотъемлемымэтапом в общей схеме выбора технологий для работыс мехпримесями.

Для адекватного прогноза выноса мехпримесейнеобходимо учитывать, что значительная их частьимеет непластовое происхождение. Кроме того, оцен-ка итоговой рекомендации по выбору технологии ра-боты с мехпримесями напрямую зависит от качествавыполнения промежуточных этапов, в том числе от ка-чества и полноты исходных данных.

Имеющиеся в Институте «РН-УфаНИПИнефть» на-работки, касающиеся моделирования взаимодей-ствия мехпримесей с погружным оборудованием, мо-гут быть положены в основу методики выбора обору-дования для защиты от мехпримесей.

Определение оптимального времени работы ЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа

ТипЭЦН

Время износаоборудования на 25%, сут.

Время оптимальнойзамены

оборудования, сут.

Степень износа при оптимальном

времени замены, %

Н1 126 158 37

Н2 138 189 42

Н3 171 232 42

89


№2/2010

Кривая экономической эффективности (для оптимального режима работы насоса)

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

Определение оптимального времени работы ЭЦН в условиях повышенного эрозионного износа

Матрица применения технологии борьбы с мехпримесями

Технологии и решение Под -шип ник Клин Износ Засо -

рение

Изменение рабочей частоты + использование ЭЦНменьшего типоразмера ▼ ▼ ▲

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 волндля конгломерации частиц неизвестно

ЭЦН в компрессионном (компрессионно-модульном)исполнение ●

Промывка ЭЦН, режим встряски ● ●

Технические методы защиты глубинно-

насосного 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-смоло-

парафиновых 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 нефте-промыслов все чаще приходится сталкиваться с фак-торами, осложняющими условия работы подземногооборудования по таким основным показателям, каккоррозионная агрессивность, пескопроявление, вы-сокий газовый фактор, высокая вязкость, наличиеАСПО. Поэтому при использовании подземного обо-рудования для добычи из скважин осложненного и ча-сто ремонтируемого фонда, имеющих низкую нара-

90

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СНИЖЕНИЯВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИМЕХАНИЗИРОВАННЫМ СПОСОБОМ

НАГОВИЦЫН Эрик АлександровичИнженер департамента развития ООО ТД «ЭЛКАМ — нефтемаш»


Химические Технические Технологические Профилактические

Закачка в пластскрепляющих растворов

Установка блочныхскважинных фильтровна забой в интервале

пласта

Ограничение дисперсиипри эксплуатации

Очисткапризабойной зоны

Коксование Установка фильтровПрименение устройств

для плавной работынасосного оборудования

Промывка зумпфаскважины

Использованиеоборудования

в износостойкомисполнении

Снижениеобводненности

Контроль за КВЧ втехнологических

жидкостях

Контроль за КВЧ впроцессе эксплуатации

скважины

Способы снижения влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования

№2/2010

ботку на отказ, необходим комплексный подход к под-бору оборудования, учитывающий индивидуальныйхарактер осложняющих факторов на конкретнойскважине.

Среди вышеперечисленных факторов немаловаж-ное значение имеет защита погружного оборудова-ния механизированного фонда скважин от вредноговлияния механических примесей (породообразующихкомпонентов, продуктов коррозии металла оборудо-вания, незакрепившегося проппанта, твердых ве-ществ, образующихся в результате химических реак-ций взаимодействия перекачиваемых жидкостей, атакже различных включений, попадающих в скважинув процессе строительства, монтажа оборудования иремонтных работ). Связано это с тем, что в неконтро-лируемых условиях вынос взвешенных частиц (КВЧ)в скважину вызывает преждевременный износ эле-ментов эксплуатационной колонны и дорогостоящегонасосного оборудования и, как следствие, требует ча-стого проведения ремонтных работ на скважине.

В этом направлении «ЭЛКАМ-нефтемаш» работаетс нефтяниками активно, и уже сегодня мы можемпредложить штанговые насосы с повышенной стой-костью к агрессивным средам. Но даже такой подходне всегда может гарантировать необходимый ресурсработы штангового насоса без использования специ-альных устройств, которые обеспечивают дополни-тельную защиту при монтаже и работе оборудования.

В настоящее время используются различные спо-собы борьбы с механическими примесями (см. «Спо-собы снижения влияния мехпримесей на работу внут-рискважинного оборудования»). Как машинострои-тельный завод мы не охватываем весь спектр подходовк снижению влияния механических примесей. Нашаспециализация лежит исключительно в решениях тех-нического характера (см. «Технические способы борь-бы с механическими примесями»).

91


Подвод затворной

жидкости

Конструкция насоса НСБГ 57-3,0-1


Конструктивное исполнениенасосного оборудования

Выборматериала

Выборисполнения

Фильтр тонкойочистки

Камера трубнойокалины (КТО)

Газопесочныйякорь (ПГ -3)

Газопесочныйякорь (ПГ -5)

Клапанныймеханизм (КМ)

Для скважин,оборудованных ШГН

Для скважин,оборудованных ЭЦН

Дополнительное оборудование

Технические способы борьбы с механическими примесями

№2/2010

КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ СШН

Увеличить работоспособность штанговых насосовв пескообразующих скважинах можно за счет приме-нения износостойких материалов и покрытий: сверх-твердых сталей и чугунов, керамики (карбидов и нит-ридов кремния, корунда, диоксида циркония), твердыхсплавов, стеллита, твердость которых почти в 3,5 разавыше твердости песка.

Однако использование таких материалов не всегдаявляется целесообразным с экономической точки зре-ния. Поэтому в настоящее время применяются техноло-гии, позволяющие упрочнять поверхностный слой обо-рудования. К их числу относится, например, вакуумноеионно-плазменное азотирование (цилиндров, плунже-ров и др. деталей). Данная технология позволяет соз-

давать диффузионный поверхностный слой детали назаданную глубину и желаемой структуры твердостью от870 до 1124 кгс/мм2 на сталь 38Х2МЮА. Это современ-ный метод поверхностного упрочнения, позволяющийповысить износостойкость, антикоррозийную устойчи-вость и усталостную прочность изделий без последую-щей финишной механической обработки деталей.

Другим способом повысить прочностные свойстваповерхности является газопламенное напылениетвердосплавными материалами, позволяющее нано-сить защитные покрытия твердостью не менее 660кгс/мм2 самофлюсующимися сплавами на основе ни-келя, кобальта, а также других материалов. Процессгазопламенного напыления порошковых материаловпредназначен для защиты поверхностей деталей от

92 №2/2010


Фильтр

НКТ 732а3

Спираль песочная

Приемный патрубок ШГН

Патрубок песочный

Накопитель песка

Газопесочный якорь ПГ-3

Переходник

Втулка

Корпус

Сетка

Пружина

Колпак

Фильтр тонкой очистки (Ф)

3

6

4

5

1

7

2

8

СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ:

1 – Корпус

2 – Муфта НКТ

3 – Наконечник

4 – Патрубок

5 – Клапан

6 – Шток

7 – Контргайка

8 – Нижняя часть устройства автоматического захвата плунжера

Конструкция камеры трубной окалины

коррозии, эрозии, высокотемпературного воздей-ствия окружающей среды, а также исправления недо-статков механической обработки.

И, наконец, наиболее эффективным методом упроч-нения считается гальваническое хромирование, кото-рое позволяет наносить защитные покрытия (твердыйхром) твердостью до 1100 кгс/мм2 на основу из сталиили латуни, обеспечивая высокие антифрикционныесвойства. На нашем предприятии хромирование про-изводится как по стали, так и по латуни. В первом слу-чае в силу пористости структуры хрома соленая агрес-сивная среда, в которой эксплуатируются изделия, мо-жет проникать в микропоры хромового покрытия, иоснова из стали начинает коррозировать, вызывая от-слоение покрытия. Поэтому большее распростране-ние получило хромирование по латуни.

Немаловажное значение для предотвращения износаоборудования имеют технологии, используемые при егоизготовлении. Так, радиальная ковка цилиндров на ком-плексе оборудования австрийской фирмы GFM позво-ляет получать прецизионные заготовки цилиндров с вы-сокой точностью и шероховатостью внутреннего канала.Процесс холодной радиальной ковки дает гарантию вы-сокой эксплуатационной эффективности и повышениемеханических и прочностных свойств цилиндров.

Глубокое сверление, расточка и хонингование ци-линдров позволяют получить отверстия с большимзначением отношения его длины к диаметру, а такжедовести получаемые отверстия до необходимых пара-метров по диаметру, чистоте и прямолинейности послепроведения процесса растачивания.

Высокоточная обточка-обкатка длинномерных што-ков, валов, плунжеров, позволяет производить обра-ботку наружной поверхности горячекатаной заготовкидо заданных высокоточных параметров.

При этом названные технологии применяются нетолько для изготовления насосного оборудования, нотакже и при его сервисном обслуживании.

К конструктивным исполнениям насосного обору-дования для защиты поверхностей рабочих органов отпагубного влияния твердых механических частиц мож-

но отнести конструкцию плунжера, а также включениев изделие «грязесъемных манжет», обеспечивающихсъем и вытеснение попадающей грязи.

В случае плунжера это канавки и борозды, которыенеобходимы для снижения вероятности попадания пес-ка в пространство между телом цилиндра и плунжера.Мехпримеси накапливаются в этих бороздах и канавкахи при движении вверх и вниз выносятся в колонну НКТ.

В отдельных случаях этого оказывается достаточнодля предотвращения абразивного износа прецизион-ных деталей, однако полностью не решает проблемыпри попадании песка в пространство между плунже-ром и цилиндром.

НАСОС НСБГ 57-3,0-1

В конструкции этого насоса, разработанного вООО «Экогермет-М», реализован принцип гидравли-ческой защиты деталей трения. В подобного типа на-сосах применяются уплотнения конструкции Б.С. За-харова. В данном случае создается двойное уплотне-ние, и в полость между уплотнениями подаетсянейтральная жидкость (чистая вода, нефть, масло, ке-росин, ингибиторы и т.д.) под давлением выше давле-ния напора насоса. В штанговых насосах ни в России,ни за рубежом такие системы ранее не применялись,так как конструкция стандартных насосов не пред-усматривает возможности подведения к нему затвор-ной жидкости.

С целью уменьшения утечек затворной жидкости вобоих механических уплотнениях дополнительно уста-новлены резиновые манжеты прямоугольного сечения.

Подвод затворной жидкости к двойному уплотнениюосуществляется с помощью гидросистемы, состоящейиз дозировочной установки типа УДР и армированнойкапиллярной трубки, рассчитанной на давление до 25МПа. Подбор оборудования для гидросистемы, его по-ставку, монтаж, испытание и спуск в скважину про-изводила инжиниринговая компания «ИНКОМП-нефть» (см. «Конструкция насоса НСБГ 57-3,0-1»).

Насос вместе с гидросистемой был введен в экс-плуатацию на месторождении «Белкамнефть». Фак-

93


№2/2010

тическая подача насоса составляет 44 м /сут., коэф-фициент подачи К = 0,8. Расход затворной жидкости(соленая вода плотностью 1,17 г/см ) — 48л/сут. Пе-репад давления в линии подачи затворной жидкостина устье поддерживается дозировочным насосом впределах 1,0 МПа, что позволяет создать давление вполости двойного уплотнения в пределах 1,5–2,0 МПаи полностью исключить попадание песка в зону тре-ния в уплотнении.

В затворную жидкость насоса при необходимостиможно добавлять реагенты от образования АСПО исолеотложений. Жидкость попадает в колонну НКТ,и, таким образом, конструкция не только защищенаот попадания песка, но и работает против другихосложнений.

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СКВАЖИН С СШН

Оборудование для борьбы с механическими приме-сями при добыче нефти установками СШН — это, впервую очередь, газопесочный якорь ПГ-3.

Противопесочные свойства якоря основаны на тео-рии неразрывности аэрогидродинамической струи сизменяющимися направлениями, скоростными потока-ми, характером ее движения, способствующим актив-ному пескоотделению и предотвращению попаданияна прием насоса.

Тангенциальный заход продукции скважины в кор-пус десендера изначально задает струе нисходящеевращательное движение, скорость которого в даль-нейшем возрастает за счет движения по спирали, уве-личивающей путь прохождения потока (см. «Газопе-сочный якорь ПГ-3»).

При возникновении в потоке струи центробежныхсил песок, удельный вес которого превышает удель-ный вес нефти (воды), формируется у внешней сторо-ны спирали, плотно прилегающей к внутренней сторо-не корпуса ПГ. Нисходящий угол спирали (более 45°)способствует устойчивому естественному «течению»песка. Отделенный от жидкости песок, сформировав-

шийся в самостоятельный поток, на завершающемэтапе своего движения по верхней стороне спирали«затекает» в канал пескоотводящей трубки, длина ко-торой обеспечивает выход песка в хвостовик ниже зо-ны влияния работы насоса.

Далее жидкость, изменив направление, поднимает-ся вверх по приемному патрубку и, пройдя мимо рас-секателя, снова меняет направление и опускается кприемному фильтру.

Размеры сепаратора и объем хвостовика опреде-ляются производительностью насоса, его режимом ра-боты, свойствами извлекаемой жидкости, количествомпеска и газовым фактором.

Использование газопесочных якорей при наличиипеска в скважине позволяет увеличить наработку наотказ штангового насоса до 1,5 раз.

В следующем виде оборудования — фильтрах тон-кой очистки — реализован известный принцип фильт-рования. Фильтры работают в режиме полнопоточнойфильтрации во всасывающей линии. Монтируются не-посредственно на входе всасывающего клапана насо-са (см. «Фильтр тонкой очистки (Ф)»).

При работе насосного оборудования нефтяная жид-кость поступает через сетчатый фильтр в простран-ство между корпусом фильтра и томпак-сеткой, про-ходя, таким образом, первую ступень фильтрации открупных механических примесей. Далее жидкость про-ходит через томпак-сетку, где осуществляется вторая,более тонкая ступень фильтрации, и поступает на при-ем всасывающего клапана насосного оборудования.Уловленные механические примеси осаждаются в при-забойную зону скважины.

Камеры трубной окалины (КТО) предназначены дляпредотвращения попадания механических частиц приопускании насоса и сборки колонн НКТ, а также присборке и опускании колонны насосных штанг (см.«Конструкция камеры трубной окалины»). КТО уста-навливаются выше насоса в колонну НКТ и приме-няются при добыче нефти невставными (трубными) на-сосами с использованием устройства автоматическогозахвата плунжера (автосцепа).

94 №2/2010


Во время работы насоса при ходе плунжера вверхклапан КТО приподнимается и без сопротивления про-пускает поток жидкости (см. «Пример установки камерытрубной окалины»). При остановках работы насоса кла-пан садится на верхнюю часть патрубка и защищаетверхнюю полость насоса от осаждающихся примесей.

Механические частицы как при опускании колонныштанг, так и при остановке насоса попадают в кольце-вое пространство между корпусом камеры и патрубком.

Практически до нуля снижается вероятность закли-нивания насоса при запуске его в работу, уменьшает-ся износ плунжерной и клапанных пар, увеличиваетсянаработка на отказ до 30%.

В КТО также реализован эффект инжекции. То естьвсе механические примеси, попавшие в эту камеру, под

действием потока жидкости вымываются из нее, вслед-ствие чего происходит самоочистка данных камер.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СКВАЖИН С УЭЦН

В качестве оборудования для борьбы с механиче-скими примесями при добыче нефти при помощиУЭЦН используются газопесочные якоря ПГ-5, прин-цип действия которых подобен действию ПГ-3, за ис-ключением нескольких конструктивных отличий (см.«Газопесочный якорь ПГ-5»).

Для якорей ПГ-5 в специальной муфте устанавли-вается эластичный разобщитель эксплуатационной ко-лонны выше входного фильтра.

Данные якоря проходили испытания в ООО «ЛУК -ОЙЛ-ПЕРМЬ» и в РГУНГ им. И.М. Губкина. В универ-

95№2/2010

Камера трубнойокалины КТО-7

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

Насос ННШ

Автосцеп А3-3

Пример установки камеры трубной окалины

Фильтр

Разобщитель

Спираль песочная

Приемный патрубок

Накопитель песка

Газопесочный якорь ПГ-5

КМ-3

4

10

3

5

7

6

1

2

11

8

9

СОСТАВ ИЗДЕЛИЯ:

1 – Шарик

2 – Седло

3 – Втулка

4 – Наконечник верхний

5 – Корпус

6 – Центратор

7 – Пружина

8 – Наконечник

9 – Переходник

10 – Муфта

11 – Корпус клапана

Конструкция клапанного механизма

ситете был создан специальный стенд, и оборудова-ние показало на нем хорошую работоспособность принизких и средних дебитах.

И, наконец, клапанный механизм (КМ). Данное обо-рудование позволяет надежно удерживать жидкость вколонне НКТ и нефтепроводе после остановки насоса(см. «Конструкция клапанного механизма»).

Клапанный механизм представляет собой стальнойцилиндрический корпус, на концах которого выполне-на наружная резьба НКТ для монтажа его в колоннуНКТ. Внутри корпуса установлена пара «седло-ша-рик» (седло и шарик). Седло закреплено в корпусе

посредством наконечника. Шарик поджимается черезцентратор пружиной к седлу и имеет возможность пе-ремещения во втулке, в стенках которой выполненыпродольные пазы, образующие совместно с проточ-кой в корпусе лабиринтные каналы для протока жид-кости. В верхней части корпуса установлена шламо-вая труба с радиальными отверстиями для выходажидкости в колонну НКТ.

При работе насоса жидкость поступает под шарики, приподнимая его, проходит по лабиринту: пазы втул-ки, проточка корпуса, шламовая труба и выходит черезрадиальные отверстия в колонну НКТ.

96 №2/2010

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯРеплика: На мой взгляд, не было озвучено одно важное обстоятельство. Необходимо учитывать условия неразрывности и сплошности потока. Для НКТ 73 мм это28 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 эф-фективность фильтрации снижается. Самый эффективный диапазон — до 80 м3/сутки, обеспечивается 90–95% улавливания мехпримесей.


Проблема 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

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».

98

МЕХАНИЧЕСКИЕ ПРИМЕСИВ НЕФТЕДОБЫЧЕ

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


Эксплуатация насоса НСБГ-3,0-1 в НГДУ-1ОАО «Белкамнефть». Вятская площадь,

Арланское месторождение, куст 58, скважина №8430

Общие данные

Интервалы перфорации1362,4–1363,6 м1375,8–1377,6 м1384,8–1386,8 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 40 м3/сут.

Обводненность 97%

Дебит по нефти 0,7 т/сут.

Динамический уровень 750 м

Расход затворной жидкости 2

Затворная жидкость вода

Плотность 1,17 кг/м3

Межремонтный период 90 сут.

Начало работы 28.11.2009 г.

Защита глубинного насоса от механических примесей

№2/2010

ЗАЩИТА ГЛУБИННОГО НАСОСА ОТ МЕХПРИМЕСЕЙ

ООО «ЭКОГермет» под руководством Б.С. Захароваразработал и внедряет штанговый глубинный насос,предназначенный для работы в скважинах с большимвыносом механических примесей. В основу конструк-ции положены уплотнения, поджимаемые к плунжерупосредством отдельных колец на упругом основании.Данные насосы прошли испытания в ряде регионов ипоказали высокую работоспособность.

99


Формирование агломерата на магнитной поверхности

Принцип магнитной коагуляции ферромагнитных частиц

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

Ферромагнитные частицы

Исходный размер частиц

≈ 0,3–0,5 мм

Размер агломерата

без связующего компонента

≈ 1–1,5 мм

Размер агломерата

со связующим компонентом

≈ 3–6 ммФерромагнитные частицы в воде после срыва с магнитной поверхности:

без связующего компонента (слева); со связующим компонентом (справа)

№2/2010

В свое время Борис Семенович Захаров обратилсяк нам с предложением дооснастить насос, обеспечивподачу затворной жидкости непосредственно в зазормежду цилиндром и плунжером. Насос был изготовленкомпанией «ЭЛКАМ-Нефтемаш», все остальное мыукомплектовали нашим оборудованием. Эта системабыла реализована на основе капиллярного металло-полимерного трубопровода и тех капиллярных систем,которые мы выпускаем для подачи различных химиче-ских реагентов в скважину. Потребовалось разрабо-тать более совершенную конструкцию протекторов,

защищающих капиллярный трубопровод от повреж-дения и обеспечивающих их надежное крепление.

Армированный полимерный трубопровод проходитпараллельно колонне НКТ. Реагент или затворная жид-кость подается дозировочной установкой в штанговыйглубинный насос, в зазор между плунжером и кольца-ми (см. «Защита глубинного насоса от механическихпримесей»).

Мы запустили данную установку в «Белкамнефти»на одной из оснащенных ШГН проблемных по песко-проявлению скважин. До этого скважина работала

100


Магнитная установка УМЖ-530 (патент РФ № 69859, 71976)

Схема очистки и подготовки воды

№2/2010

30–40 суток, сейчас она работает более 90 суток, и ееэксплуатация продолжается. На очереди оснащениескважин в Казахстане.

МАГНИТНАЯ КОАГУЛЯЦИЯМЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

АНК «Башнефть» поставила перед нами задачуснизить гидроабразивный износ коммуникаций и обо-рудования системы ППД, защитить нагнетательныескважины от механических примесей. В мехпримесяхсистем ППД, как правило, преобладают сульфиды иоксиды железа. Размер этих частиц не превышает 10–15 мкм и, удалять их фильтрованием очень сложно.Решением стала разработка технологии магнитнойкоагуляции: обрабатываемая жидкость проходит че-рез систему магнитов, на магнитах происходит укруп-нение механических примесей, и уже в виде крупныхагломератов размером более 100 мкм они срываютсяи уносятся потоком, далее могут либо отстаиваться,либо фильтроваться (см. «Принцип магнитной коагу-ляции ферромагнитных частиц»).

Данный принцип был реализован более пяти лет на-зад в ряде устройств, которые были изготовлены дляАНК «Башнефть. Проведенные стендовые испытаниямодели коагулятора со стеклянным корпусом нагляднодоказали накопление и укрупнение частиц на магнитеи, самое главное, их срывание потоком и сохранениеукрупненных агломератов в потоке. Добавление в по-ток небольшого количества связующего компонента(индустриального масла) показало значительноеукрупнение агломератов (см. «Формирование агломе-рата на магнитной поверхности»).

Как правило, в воде, которая перекачивается в си-стеме ППД, есть небольшое количество нефти, и нефтьв данном случае играет полезную роль как связующийэлемент. Причем эта же нефть будет удаляться вместес агломератами частиц сульфидов и оксидов железа.

101

инженерная практикаСостав отложений в компрессоре

Компонент Содержание, %

Углеводородная составляющая 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 12

асфальтены нет

Осадок 41,7

в том числе:

сульфид железа 32,4

оксид железа 8,3

Ca, Si, Cr, Ni следы

Коагулятор и фильтры, смонтированные в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

№2/2010

В установке, которая была внедрена в «ТНК-ВР»,тот же принцип использовался для очистки газа (см.«Магнитная установка УМЖ-530»). В данном случаеУправлением по компремированию газа была постав-лена задача защиты компрессоров от отложений. Вотложениях также преобладали оксиды железа (см.«Состав отложений в компрессоре»). Для того чтобыубрать их, мы как раз применили эту систему, и сей-час данный коагулятор работает на одной из ком-прессорных станций.

Схема очистки и подготовки воды была реализо-вана в «ТатРИТЭКнефти». Здесь также в основе ле-жал коагулятор. Установка включала в себя отстой-ник с гидрофобным слоем, коагулятор и фильтр (см.«Схема очистки и подготовки воды»). Таким образом,мы очищали до требуемой кондиции воду для систе-мы ППД (см. «Коагулятор и фильтры, смонтирован-ные в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»).

Оценивая эффективность работы коагуляторов,мы определяли содержание механических примесейи нефти в системе по всей цепочке: на выходе изрезервуара, после коагулятора до фильтра грубойочистки, после коагулятора на фильтре тонкой очи-стки и на выходе из БКНС (см. «Эффективностьочистки пластовой воды на водоводе дожимной на-сосной станции «Бузовьязы» «Башнефть-Уфа»).Эффективность вполне очевидна. Причем вместе смехпримесями из системы ППД также удаляется иостаточная нефть.

Анализируя работу внедренной системы, мы так-же отметили интересный факт: коагуляция наблюда-ется не только в самом коагуляторе, но также и научастке длиной порядка 100 метров между коагуля-тором и фильтром, который установлен в БКНС.

102 №2/2010


Коагулятор и фильтры, смонтированные на промысле «Башнефть-Уфа»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: При использовании ваших коагуляционных устройств возникает проблема ути-лизации 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 ути-лизации нефтешлама. Количественно это порядка 100 кг нефтешлама в сутки. Мы пред-лагаем 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 двафильтра, один всегда в работе. А в целом все зависит от тонкости фильтрования, котораянам требуется.

Вопрос: А в качестве фильтрующего элемента что используется?В.Ш.: До последнего времени мы использовали обычную сетку. Сейчас уже предлагаемспециальные фильтры.

Вопрос: Вообще направление использования магнитов при добыче нефти периодическивозникает еще с 1970-х годов. Вы прошлый опыт как-то учитываете?В.Ш.: Вопросами магнитной обработки сред в нефтегазодобыче наша компания занима-ется 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 обработкимы начинаем с моделирования условий и проведения стендовых испытаний, на основекоторых определяются основные параметры технического решения, режимы работы. Итолько определив эффективность в стендовых условиях, мы изготавливаем конкретныйаппарат. И даже при таком подходе примерно 15% аппаратов не обеспечивают требуемойэффективности. Эту загадку мы пока разгадать не можем. Для предотвращения отложе-ний парафинов в скважине мы поставили нефтяникам более 500 магнитных установоктипа УМЖ. Они работают в Башкирии, Татарии, Тюменской области, Оренбуржье.

Вопрос: Можно ли использовать метод магнитной коагуляции на добывающих сква-жинах?В.Ш.: Нет, там технология не будет эффективной. Технология предназначена преимуще-ственно для воды и ферромагнитных частиц.

Вопрос: Вопрос по насосу Захарова Б.С.: не маловато ли для удельного расхода затворнойжидкости два литра в час?В.Ш.: А зачем много? Это реальные цифры. Насос работает с ноября.

То есть даже после коагулятора происходит укруп-нение механических примесей и дальнейшее их уда-ление на фильтре, который стоит в БКНС.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ И СОСТАВА МЕХПРИМЕСЕЙ

Еще одна задача, помимо собственно коагуляциимехпримесей, заключалась в определении составаперекачиваемой в системе ППД жидкости, потомучто единичные замеры не дают полного ответа.

Для решения этой задачи мы разработали и из-готовили устройства, которые контролируют коли-чество ферромагнитных частиц — в данном случаесульфидов оксида железа, непосредственно в по-токе жидкости. Это байпасные устройства, по кото-рым перекачивается часть жидкости. Жидкость от-бирается на разных уровнях. Устройство включаетв себя пластины, на которых располагаются посто-янные магниты. На этих магнитах и собираютсяферромагнитные частицы из потока жидкости. Знаявремя экспозиции, количество прошедшей черезустройство жидкости и оценив массу отложений ча-стиц на магнитах, можно судить о количестве меха-нических примесей, прокаченных по анализируемо-му трубопроводу.

На ряде промыслов мы получили значительноерасхождение по количеству механических примесеймежду средними показателями по стандартным за-мерам и данными от наших устройств по ферромаг-нитным частицам нефти. Так, например, мы устано-вили данное устройство на водовод диметром 325 мм.По отчетным данным, концентрация механических при-месей составила 25 мг/л, количество нефти 200 мг/л.По данным, полученным с помощью нашего устрой-ства после месяца его экспозиции на трубопроводе,среднее содержание мехпримесей в тот же периодсоставило 2 г/л, а содержание нефти 4 г/л. Такимобразом, по водоводу за месяц прошло в пересчетена сухой вес около 140 т механических примесей и21 т нефти. Все это было закачено в 11 нагнетатель-ных скважин.

103


%

%

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

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

№2/2010

Установки 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 нефтипри помощи УШВН марки УВНП обеспечивают эффек-тивную эксплуатацию скважин, продукция которых со-держит большое количество мехпримесей.

Работа погружного винтового насоса объемно-ди-намического типа характеризуется постоянным движе-нием перекачиваемой жидкости без пульсаций и нару-шения сплошности потока. Благодаря этому обеспечи-вается откачка жидкостей с большим содержаниеммехпримесей без шламования насоса при сохраненииего напорно-расходных характеристик.

Отсутствие клапанов в насосе, в свою очередь, ис-ключает осаждение на них мехпримесей, что повыша-ет надежность работы установок в рассматриваемыхусловиях.

Благодаря характеру взаимодействия рабочих орга-нов насоса (винта и обоймы), сочетания трения с каче-нием винта относительно обоймы, имеющей эластичнуюрабочую поверхность, износ рабочих органов насосапри откачке мехпримесей оказывается минимальным.

Наконец, вращательный характер движения штангснижает вероятность образования пробок в лифте.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА

Указанными конструктивными особенностями опре-деляются также и эксплуатационные преимущества.

Постоянное движение восходящего потока жидко-сти в лифтовой колонне исключает образование про-бок за счет осаждения мехпримесей. Равномерная по-дача погружного винтового насоса обеспечивает по-стоянство динамического уровня и давления на забоескважины и сохранение продуктивных свойств приза-бойной зоны. Оперативность изменения параметровработы за счет малой инерционности штанговой колон-ны при низких частотах вращения позволяет поддер-живать оптимальную скорость восходящего потока.

И, наконец, высокая энергоэффективность обес-печивается исключением шламования насоса и образо-вания пробок при сохранении напорных характеристик.

КОНСТРУКЦИЯ УСТАНОВОК

Одна из отличительных особенностей конструкцииУШВН марки УВНП в сравнении с установками другихизготовителей состоит в применении запатентованногомногозаходного профиля рабочих поверхностей винто-

104

ОСОБЕННОСТИ КОНСТРУКЦИИ УШВН,ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮПЕСКОНЕСУЩИХ СКВАЖИН

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


№2/2010

Поверхностный привод УВНП

вого погружного насоса, который позволяет работать снизкими частотами вращения штанговой колонны — от10 до 200 оборотов в минуту. Штанговая колонна имеетдостаточно большую длину (порядка 2000 м) и мини-мальные затраты мощности, связанные с ее вращением,что определяет максимальный КПД установки в целом.

Еще одно отличие заключается в применении запа-тентованной конструкции поверхностного привода сбольшим кинематическим отношением. Конструкцияпривода УВНП предполагает низкий крутящий моментна валу электродвигателя, высокий крутящий моментна выходном валу привода и низкую тяговую нагрузкуна клиноременную передачу (см. «Поверхностный при-вод УВНП»). Привод также отличается большим коли-чеством ступеней клиноременной передачи при мини-мальном количестве шкивов, чем определяется его ма-лый вес, малые габаритные размеры и высокий КПД.

Сам по себе многозаходный профиль обеспечиваетболее жесткую напорную характеристику при низких ча-стотах вращения винта, увеличенный рабочий объем, атакже уменьшенные осевой и радиальный габариты (см.«Многозаходные профили винтовых насосов УВНП»).

ВИНТОВОЙ НАСОС

Винтовые насосы рассматриваемой серии отли-чаются широким диапазоном регулирования подачи врамках конкретного типоразмера, чем обусловливают-ся эксплуатационные преимущества как при эксплуа-тации отдельной скважины, так и при организации дви-жения насосов по разным скважинам за счет взаимо-заменяемости (см. «Насос винтовой погружной»).

В данном случае речь идет о низкой рабочей частотевращения штанговой колонны, малых потерях мощностина вращение штанг в жидкости, высокой энергоэффек-тивности, откачке жидкости при минимальном значенииглубины погружения под динамический уровень, благо-даря отсутствию клапанов и другим конструктивным осо-бенностям, а также о возможности оперативно и доста-точно просто регулировать подачу установки.

Также данные установки позволяют с наименьшимипотерями откачивать пластовую жидкость с высокой

105


Поверхностный привод

Редуктор

Электродвигатель,взрывозащищенный

Узел опорно-уплотнительный

Скважинное оборудование

Колонна вращательная

Колонна лифтовая

Насос винтовой

Устройство якорное

Общий вид УВНП

Многозаходные профили винтовых насосов УВНП

№2/2010

вязкостью, большим газовым фактором и значитель-ным содержанием мехпримесей. Благодаря особенно-стям работы самого погружного насоса, создается по-стоянная депрессия на пласт за счет самовсасываю-щей способности.

УВНП обеспечивают максимальную рентабельностьпри эксплуатации малодебитных и осложненных сква-жин за счет минимальной энергоемкости, низких ка-питальных и эксплуатационных затрат. Эти системыпозволяют повысить отбор нефти из скважин путем ихперевода из периодического режима работы на посто-янный на основе применения экономически оправдан-ного типоразмера, соответствующего параметрам ра-боты скважины. УВНП легко сочетаются с интеллекту-альной системой управления работой скважин.

Особенности конструкции и кинематики обеспечи-вают высокую эффективность при эксплуатации вскважинах, в которых применение других способов не-возможно. Все насосы проходят испытания по напор-но-расходной характеристике перед отгрузкой заказ-чикам (см. «Стенд для испытания винтовых насосов»).

В настоящий момент мы поставляем насосы с на-пором до 2000 м. Подача для разных типоразмеров мо-жет варьироваться от 1 до 300 м3/сут. (см. «Общие ха-рактеристики УВНП»). При этом предельная подача —340 м3/сут. возможна только для небольших глубин (по-рядка 600 м).

106 №2/2010


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°

Стенд для испытания винтовых насосов

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯВопрос: 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 крутящиммоментам, 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 вариантдля 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 годуприняли программу по развитию этого направления. То есть мы выполняем весь комплексработ по изготовлению насосов, как винта, так и обоймы. Мы закупаем готовые резиныили же делаем рецептурные смеси уже непосредственно у себя и подбираем под кон-кретные условия.

Вопрос: На какие температуры рассчитаны эластомеры?А.Б.: Стандартная рабочая пара рассчитана на температуру рабочей жидкости до 80°С. Носуществуют 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 такихограничений нет. Есть опыт эксплуатации при КВЧ порядка 20–30 г/л. Был также опытосвоения 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 об-служивание потом. У вас должен быть стенд, для того чтобы определять напорные харак-теристики, тот же дебит подаваемый. Без сервиса установки становятся одноразовыми.Похоже, для вас это начало работы. Если будут большие объемы поставок, вы, естествен-но, 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 продавцаоборудования. Мы позиционируем себя, во-первых, как разработчика этого оборудова-ния, потом как изготовителя и потом как сервисанта. То есть мы можем оказать заказчикулюбой 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 илииные условия работы. И, соответственно, конечно, мы можем выбрать тот уровень об-служивания, 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 этолибо совместно организовать с участием заказчика, либо сами. У нас базы обслуживанияесть в России: в Нижневартовске и в Оренбургской области, но они по ВЗД. На их базеорганизовать и обслуживание винтовых насосов не составит большого труда.Теперь по поводу того, насколько это все затратно. Преимущество винтового насоса, ясчитаю, состоит и в том, что он как раз укладывается в рамки западной философии. Тоесть оборудование работает, а потом, вы, не неся больших эксплуатационных затрат насодержание различного рода ремонтных служб, его просто выкидываете и ставите новыйнасос. Он должен прорабатывать определенный МРП, который оправдывал бы отсутствиеремонтов. Данные насосы позволяют это делать. И наработки, которые нами достигнуты(до трех лет), я считаю, могут дать заказчику возможность просто менять оборудование.

107

КРАТКОВРЕМЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯСКВАЖИН — ЭФФЕКТИВНЫЙ СПОСОБ

ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ ВЫНОСОМ МЕХПРИМЕСЕЙ

КУЗЬМИЧЕВ Николай ПетровичДиректор ООО «Нефть XXI век»


Вынос 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 разде-лить на две большие группы:

первая группа — недопущение выноса мехпри-месей из пласта и/или их попадания в нефтедобы-вающее оборудование;вторая группа — «добыча» песка вместе с не-фтью и исключение или ослабление негативноговоздействия мехпримесей на нефтедобывающееоборудование.Увеличение выноса мехпримесей приводит к сле-

дующим 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 колонныНКТ при остановках УЭЦН;

• негерметичности обратного клапана (ОК) УЭЦН.Все отмеченные проблемы как с технической, так и с

экономической точки зрения эффективно решаются спомощью кратковременной эксплуатации скважин (КЭС).

Продолжительность откачки жидкости из скважи-ны при КЭС составляет в среднем 5–10 минут, накоп-ления — 0,5–1 час. Забойное давление (депрессия)меняется незначительно (2–5 атм.). Поэтому гидроди-намические процессы в пласте и стволе скважины отзабоя до приема насоса практически не отличаются

от процессов при непрерывной эксплуатации сква-жин, т.е. КЭС — квазинепрерывный способ эксплуа-тации скважин. Для КЭС используют высокопроизво-дительные УЭЦН (Q ≥ 80 м3/сут.), станции управления(СУ) с преобразователями частоты (ПЧ) и, как прави-ло, системы погружной телеметрии (ТМС). Приме-няется КЭС на малодебитных и среднедебитных сква-жинах (Q0 = 5-80 м3/сут.).

Рассмотрим методы борьбы с отмеченными пробле-мами на скважинах с высокой КВЧ с помощью КЭС.

ЗАСОРЕНИЕ ЭЦН

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

ЭЦН5-125

ЭЦН5-45

Проточные части ЭЦН различной производительности

№2/2010

АБРАЗИВНЫЙ ИЗНОС ЭЦН

При КЭС, в отличие от непрерывной эксплуатациискважин, время работы оборудования, а следователь-но и его износа, составляет лишь часть от общего вре-мени эксплуатации скважины. Степень увеличенияМРП при переводе с непрерывной эксплуатации сква-жины на КЭС в условиях абразивного износа характе-ризует продолжительность включения (ГОСТ 28173-89п. 2.12). Продолжительность включения оборудованияпри КЭС составляет 20-30% от общего времени экс-плуатации скважин (см. «Продолжительность включе-ния при КЭС»). За счет этого насос изнашивается в3–5 раз медленнее.

Благодаря разделению способов регулированиядавления (изменением частоты) и производительности(изменением продолжительности откачки и накопле-ния) УЭЦН, при КЭС всегда можно установить любойтребуемый режим работы насоса. На скважинах с вы-сокой КВЧ необходимо выбирать режим работы ЭЦНс меньшими осевыми усилиями (см. «Выбор режимаработы ЭЦН при КЭС»). В результате удается сокра-тить скорость износа рабочих органов в 1,5–2 раза.При непрерывной эксплуатации скважин даже при на-личии СУ с ПЧ установить любой требуемый режим ра-боты ЭЦН невозможно.

Благодаря синергетическому эффекту от действияобоих указанных факторов, скорость абразивного из-носа ЭЦН замедляется в 5-10 раз. Соответствующимобразом увеличивается МРП. Причем значительноеувеличение МРП удается получить даже при исполь-зовании недорогого оборудования первой группы.

ЗАКЛИНИВАНИЕ ЭЦН

На скважинах с высокой КВЧ часто наблюдаютсяосложнения при пусках УЭЦН: повышенное содержа-ние мехпримесей приводит к заклиниванию насоса.При КЭС обязательно использование станций управ-ления с частотно регулируемым приводом (СУ с ПЧ).Обычно в них реализованы три алгоритма расклини-вания: толчковый, с раскачкой, с синхронизацией. Гра-мотная настройка кривой разгона в СУ с ПЧ дает воз-

можность увеличить пусковой момент ПЭД до 70 %. Аумелый выбор частоты пуска позволяет увеличить пус-ковой момент ПЭД до критического, т.е. в 2–2,5 раза(см. «Увеличение пускового момента при КЭС»).

Увеличение скорости вращения ЭЦН (рабочей ча-стоты ПЭД) и квадратичная зависимость от нее давле-ния насоса позволяют сократить количество ступеней,а следовательно и требуемый пусковой момент в 1,5–2раза. В результате соотношение момента, развивае-мого приводом, и момента, требуемого для пуска на-соса, при КЭС в 4–5 раз лучше, чем при непрерывнойэксплуатации скважин с СУ без ПЧ.

Все это позволяет успешно решать проблемуосложненных пусков на скважинах с высокой КВЧ.

ОСЕДАНИЕ МЕХПРИМЕСЕЙ В НКТ ПРИ ОСТАНОВКАХ УЭЦН

В цикле накопления жидкости скважина при КЭСвыполняет функции естественного сепаратора. Засчет гравитационного разделения нефть скапливаетсяв верхней части столба жидкости над приемом насоса,вода — в нижней (см. «Естественная сепарация жид-костей при КЭС»). Образуется четкий водонефтянойраздел (ВНР).

Вследствие того, что при КЭС производительностьУЭЦН в несколько раз превышает дебит скважины,большая часть жидкости откачивается из межтрубногопространства над приемом насоса, где она сепариро-вана. И лишь незначительная часть несепарированнойжидкости поступает в насос с забоя скважины. Поэто-му при откачке жидкости из скважины вначале откачи-вается высокообводненная, а затем — низкообводнен-ная продукция. В колонне НКТ формируется слоистаяструктура из воды и нефти. Она чаще всего сохраняет-ся до устья скважины, что доказано в ходе промысло-вых испытаний.

Наличие слоистой структуры жидкости в НКТ значи-тельно замедляет скорость оседания мехпримесей.Засорения ОК УЭЦН при КЭС не наблюдалось дажепри длительных простоях и наличии проппанта в от-качиваемой жидкости.

108


№2/2010

КПД

КПД

Выбор режима работы ЭЦН при КЭС Продолжительность включения при КЭС

109


НЕГЕРМЕТИЧНОСТЬ ОК УЭЦН

В случае негерметичности ОК КЭС становится не-возможной. Поэтому выбору типа ОК, его производи-теля и компоновки УЭЦН при КЭС необходимо уделятьсамое пристальное внимание.

В условиях повышенного выноса мехпримесей це-лесообразно выбирать шариковые ОК, а не тарель-чатые. Надежные и недорогие шариковые ОК из ме-таллокерамики или твердых сплавов выпускают оте-чественные производители. Включение в компоновкуУЭЦН двух ОК по цене около 5 тыс. рублей каждыйне вызывает никаких возражений. При повышенномвыносе мехпримесей целесообразно устанавливатьдва ОК не только при КЭС, но и при непрерывнойэксплуатации скважин. Использование двух ОК неисключает проведения их тщательного контроля наспециальных стендах БПО ЭПУ перед отправкой наскважины.

Отмеченные выше достоинства КЭС при эксплуа-тации скважин, осложненных повышенным выносоммехпримесей, подтверждены на практике. Наиболеевпечатляющий результат получен на скважине № 296Тананыкского месторождения ОАО «Оренбургнефть»(см. фото), относившейся к часто ремонтируемомуфонду (ЧРФ). КВЧ на ней в зависимости от режимаэксплуатации составляла 400–600 мг/л. МРП на даннойскважине с помощью КЭС удалось увеличить с 45 до832 суток, т.е. в 18,5 раз.

Следует отметить, что эксплуатация скважины № 296 была осложнена комбинированным воздей-ствием нескольких осложняющих факторов, в томчисле образованием вязкой водонефтяной эмульсии(ВНЭ). Поэтому столь значительное увеличение МРПна данной скважине удалось получить благодаря уни-кальной особенности КЭС: возможности ослабитьили полностью исключить отрицательные проявленияпрактически всех осложняющих эксплуатацию сква-жин факторов.

Известные методы борьбы с осложняющими экс-плуатацию скважин факторами, как правило, ориенти-рованы на ослабление отрицательных последствий

воздействия какого-либо одного осложняющего фак-тора. Часто ослабление проявления одного осложняю-щего фактора сопровождается усилением проявлениядругого. Поэтому на скважинах с комбинированнымвоздействием нескольких осложняющих факторов неудается получить значительного увеличения МРП. В от-личие от применяемых в настоящее время способовборьбы с осложняющими факторами, КЭС способнауспешно решать проблемы на скважинах с несколь-кими осложняющими факторами.

Резюмируя все сказанное выше, можно сделать вы-вод, что на малодебитных и среднедебитных скважи-нах КЭС является лучшим способом борьбы не толькос повышенным выносом мехпримесей, но и с комби-нированным воздействием нескольких осложняющихэксплуатацию скважин факторов одновременно.

Увеличение пускового момента при КЭС

Естественная сепарация жидкостей при КЭС

№2/2010

110 №2/2010


Скважина № 296 Тананыкского месторождения ОАО «Оренбургнефть»

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯРеплика: Если используем «частотник», то возникает проблема, связанная свлиянием вредных гармоник.Николай Кузьмичев: Эти проблемы уже решены. Сейчас практически все станцииуправления с преобразователями частоты используют выходные синус-фильтрыв обязательном порядке. Часто их встраивают непосредственно в станции управ-ления, и они представляют единый конструктив. Больше того, сейчас у всех ве-дущих производителей, выпускающих станции управления с частотными пре-образователями, появились входные активные фильтры от проникновения гар-моник 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 за-медлить 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 былиразные, были различные осложнения.

Вопрос: Хотелось бы уточнить: какие это материалы?Н.К.: От материалов не зависит. Относительное замедление скорости износа приКЭС по сравнению с непрерывной эксплуатацией будет одинаковым при разныхматериалах. Замедление абразивного износа зависит от продолжительностивключения оборудования при КЭС. Чем она меньше, тем медленнее идет износ.

Вопрос: Все-таки мехпримеси оседают или нет при кратковременной эксплуа-тации? Скорость потока меняем неоднократно. Как контролировать такую ско-рость?Н.К.: Давайте определимся, о каких скоростях мы говорим. Скорости потокагде — в НКТ или в насосе от приема до обратного клапана?

Вопрос: Скажем так: от обратного клапана до приема насоса. Оседают мех-примеси?Н.К.: Оседают.

Вопрос: Нет никаких заклиниваний?Н.К.: Нет.

Вопрос: Следующий вопрос: зачем вам «частотник», если вы работаете всего 10минут? «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. пус-ков. Это и есть первый результат применения ПЧ: плавный пуск. Второе: уда-ется разделить способы регулирования давления и производительности уста-новки и за счет регулируемого давления можно задать требуемый режим ра-боты ЭЦН. Рабочую точку на напорно-расходной характеристике я могу, посвоему усмотрению, переместить, куда захочу. И корректировать могу в про-

цессе эксплуатации. При непрерывной эксплуатации этого сделать невозмож-но: куда попал, туда попал.

Вопрос: Как меняется ресурс кабеля?Н.К.: С кабелем вообще интересная штука. Тут масса плюсов. Как известно, кабельне дотягивает по ресурсу до остальных элементов УЭЦН. Почему? Во-первых, ка-бель соприкасается с НКТ и с насосом. Насос, особенно верхняя его часть, и ниж-няя часть НКТ — это самое горячее место установки при непрерывной эксплуата-ции. Во-вторых, водонефтяной раздел при непрерывной эксплуатации всегда опус-кается до приема насоса, т.е. кабель всегда находится в нефти. Теплопроводностьнефти в четыре раза хуже, чем у воды. Причем эта нефть неподвижна. То есть ка-бель греется сам, из-за того что ток течет, его греет насос, и теплоотвод плохой.При кратковременной эксплуатации насос за время работы не успевает нагретьсядо максимальной температуры, кабель постоянно омывается жидкостью и боль-шую часть времени находится в воде, которая обладает хорошей теплопровод-ностью и теплоемкостью. Поэтому тепловой режим работы кабеля несопоставимс 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: сни-жается пусковой момент, в отличие от частотного преобразователя. Если пускне осложненный, то использовать блоки мягкого пуска при КЭС, в принципе,можно. Но тогда мы теряем массу достоинств, присущих КЭС, благодаря наличиючастотного преобразователя. В частности тех, которые позволяют реализоватьконцепцию «интеллектуальное месторождение». МРП снизится. Поэтому затратына 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 долгосам себе не мог объяснить почему. Устьевая арматура — это самая верхняя точкапродуктопровода на скважине. Поэтому при остановке там скапливается газ, ко-торый «выдавливает» жидкость в НКТ и трубопровод. Для теплоизоляции арма-туры можно использовать теплоизоляционные краски, например, отечественную«Изоллат». Три слоя этой краски толщиной 1,2 мм обеспечивают такую же теп-лоизоляцию, как слой минеральной ваты толщиной 6–8 см. Стоит она в 1,5 разадороже обычной краски.

Вопрос: В указанном режиме эксплуатации мы будем «выталкивать» чисто га-зожидкостную смесь. Мехпримеси за час осядут на обратном клапане. Через не-сколько суток колонна НКТ будет забита мехпримесями, да?Н.К.: Мы не касались проблем эксплуатации скважин с высоким газовым фак-тором. При кратковременной эксплуатации мы не заставляем насос качать газ,он для этого не предназначен. При накоплении газ эвакуируется по затрубу черезобратный клапан на устьевой арматуре. То есть газ проходит, минуя насос. Насосоткачивает дегазированную жидкость. В докладе я говорил о слоистой структурежидкости в НКТ. Она препятствует осаждению мехпримесей. Кроме того, ничтоне мешает нам по мере необходимости переводить установку в технологическийрежим с такой продолжительностью откачки, при которой объем НКТ обнов-ляется за один цикл. Тогда все мехпримеси из НКТ вынесет на поверхность.

111

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НИЗКОАДГЕЗИОННЫХЭЦН НА ФОНДЕ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ

НЕАБРАЗИВНЫМИ МЕХПРИМЕСЯМИ

ИВАНОВ Сергей ФедоровичЗаместитель коммерческого директора ООО «Ижнефтепласт»

МЕРКУШЕВ Юрий МихайловичГенеральный директор ООО «Ижнефтепласт»


Одним из основных видов осложнений

при эксплуатации ЭЦН остается вынос

твердых частиц, вызывающих

абразивный и в ряде случаев коррозионно-

механический 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».

При отборе пластовой жидкости, помимо выносаабразивных мехпримесей, существует не менееострая проблема выноса неабразивных мехпримесей,таких как выпавшие в осадок соли до входа в ЭЦН,АСПО, парафины, глины, продукты коррозии и т.д., ко-торые приводят к преждевременным отказам ЭЦН по

причине засорения проточных каналов рабочих орга-нов насоса. Степень влияния данного осложняющегофактора на продолжительность бесперебойной рабо-ты оборудования определяется в первую очередь ад-гезионными свойствами поверхностей рабочих орга-нов ЭЦН, которые в свою очередь определяются их чи-стотой, шероховатостью и коррозионной стойкостью.

Для решения этих проблем в настоящее время по-явились новые конструкции ЭЦН с новыми материала-ми рабочих колес, направляющих аппаратов и подшип-ников. При этом среди эффективных методов увеличе-ния МРП работы оборудования при преобладающемвиде мехпримесей неабразивного характера, таких какглины, гипсы, АСПО особое место занимает примене-ние в насосах ЭЦН рабочих органов из полимерныхкомпозиционных материалов.

ОТКАЗЫ УЭЦН В ОАО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

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

0

50

100

150

200

3562 58

170

5719 30 37 12

106

15

Отс

утст

вие

необ

ходи

мог

ооб

оруд

ован

ия

Нег

ерм

итич

ност

ь ли

фта

Нео

бесп

еч. п

рито

к.

Засо

р. м

ехпр

им.

Селе

отло

жен

ие

Пар

афин

оотл

ож.

Корр

озия

УЭН

Ц

Брак

под

гот.

скв

. ТКР

С

Мех

. пов

реж

. каб

. ТКР

С

Орг

. при

ч. Т

КРС

Орг

. при

чины

ибр

ак э

кспл

. ЦД

НГ

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

№2/2010

зал, что одной из основных причин преждевременныхотказов насосов было засорение мехпримесями. При-чем, в первую очередь засорению подвергались про-точные каналы рабочих органов (см. «Основные при-чины отказов УЭЦН с наработкой до 180 сут. в ОАО«Самаранефтегаз» за период 2007–2009 гг.»).

Из 725 скважин «Самаранефтегаза» с КВЧ выше100 мг/л (из которых 23 скважины относятся к ЧРФ)выносом абразива осложнены 94 скважины. На 631скважине происходит засорение неабразивными мех-примесями, что приводит к срыву подачи, перегреву

удлинителя. Еще в 38 скважинах наблюдается комби-нация факторов: помимо мехпримесей, здесь присут-ствуют и такие осложнения, как солеотложения, кор-розия, АСПО (см. «Осложненный механическими при-месями фонд скважин ОАО «Самаранефтегаз»).

Как мы видим, наибольшее количество скважинсодержит неабразивные мехпримеси: 631 из 725скважин, или 87% по осложненному мехпримесямифонду УЭЦН. Поэтому основная проблема при экс-плуатации — вынос механических примесей неабра-зивного характера, которые вызывают засорение про-точной части ЭЦН и ШГН.

АНАЛИЗ СОСТАВА МЕХПРИМЕСЕЙ

В 2009 году к изучению состава мехпримесей и от-ложений в скважинах «Самаранефтегаза» подключил-ся Самарский государственный технический универ-ситет (СамГТУ). Проведенная университетом работаподтвердила, что в целом исследованные отложенияподразделяются на два класса: солевые образованияи собственно мехпримеси.

Агрессивность отложений ориентировочно оцени-вали по наличию и содержанию минералов с твер-достью 6 и выше. Проведенный анализ показал, чтосуществуют значительные разтличия в агрессивностии количестве выносимых твердых частиц по пластам.

Так, элементный анализ выявил наличие натрия,магния, кремния, алюминия, что может указывать намикропримеси алюмосиликатов — глинистых минера-лов и полевых шпатов, гипса, кальцита.

Анализируя результаты исследований, можно сде-лать вывод, что в пробах, взятых непосредственно изУЭЦН, засорившихся мехпримесями, преобладают ми-нералы, твердость которых не превышает 6 баллов пошкале Мооса, т.е. преобладают неабразивные мехпри-меси (см. «Средний состав выносимых на поверхностьтвердых частиц»).

112


4,7%

52,1%

4,4%

30,4%

5,7%

Углистое вещество Карбонад

Гидроокислы железа

Калишпат 0,4 % ПлагиоклазОбломки пород 0,8 %

Кварц

Слюда 1,6%

Средний состав выносимых на поверхность твердых частиц

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.

Осложнение:износ рабочих

органов;клины

Осложнение:засорение

проточной части;срыв подачи;

перегрев удлинителя

Комбинированные примеси –

38 скв.


проточной части;срыв подачи;

износ рабочихорганов

Вынос абразива –

34 скв.

Осложнение:износ рабочих

органов;клины

Вынос неабразива –

17 скв.


проточной части;срыв подачи

Осложненный механическими примесями фонд скважин ОАО «Самаранефтегаз»

№2/2010

113


№2/2010

0

10

20

30

40

50

60

3 отказа

4 отказа

5 отказов

6 отказов

Всего

Ноя

брь

2007

Дек

абрь

200

7

Ноя

брь

2008

Дек

абрь

200

8

Янва

рь 2

008

Мар

т 20

08

Фев

раль

200

8

Апре

ль 2

008

Май

200

8

Ию

нь 2

008

Ию

ль 2

008

Авгу

ст 2

008

Сент

ябрь

200

8

Окт

ябрь

200

8

Ноя

брь

2009

Дек

абрь

200

9

Янва

рь 2

009

Мар

т 20

09

Фев

раль

200

9

Апре

ль 2

009

Май

200

9

Ию

нь 2

009

Ию

ль 2

009

Авгу

ст 2

009

Сент

ябрь

200

9

Окт

ябрь

200

9

Работа с часто ремонтируемым фондом УЭЦН

23

41 39 37

16 14

1 полуг. 2007 г.

0

10

20

30

40

50

2 полуг. 2008 г.

2 полуг. 2007 г.

1 полуг. 2009 г.

1 полуг. 2008 г.

2 полуг. 2009 г.

Динамика отказов УЭЦН по причине засорения мехпримесями

ПРИМЕНЕНИЕ НИЗКОАДГЕЗИОННЫХСТУПЕНЕЙ

Начиная с первого полугодия 2007 года для умень-шения влияния данного фактора в «Самаранефтегазе»стали применяться низкоадгезионные ЭЦН производ-ства ООО «Ижнефтепласт» с рабочими органами ком-бинированной конструкции, имеющими полимернуюпроточную часть. Статистика показывает, что примене-ние данных ЭЦН на конец второго полугодия 2009 годапривело к уменьшению отказов УЭЦН по причине за-

сорения проточных каналов неабразивными мехприме-сями в 2,9 раза (см. «Динамика отказов УЭЦН по при-чине засорения мехпримесями»). На ряде скважин былзафиксирован значительный прирост МРП за счет при-менения низкоадгезионных УЭЦН (см. «Примеры уве-личения МРП по скважинам с УЭЦН (ЖКП), находящих-ся в эксплуатации»).

Также удалось значительно сократить фонд часторемонтируемых скважин (см. «Работа с часто ремон-тируемым фондом УЭЦН»).

114 №2/2010


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

Данные до ЖКП ЖКПЭффект от

внедрения ЖКП

№ ЦДНГ

№скважины

Месторождения МРП Причина отказа Запуск ЭЦН Дата отказа МРП МРП

5 104 Баpин-Лебяжинское 38,00 Влияние мехпримесей 01.04.2006 5-60-2000 В работе 1047 1009

3 79 Винно-Банновское 11 Влияние мехпримесей 14.05.2007 5-50-2400 В работе 639 628

9 96 Верхне-Ветлянское 3 Влияние мехпримесей 28.10.2007 5-200-1750 В работе 472 469

2 26 Дерюжевское 116 Влияние мехпримесей 12.10.2007 5-50-1700 В работе 487 371

6 505 Кудиновское 11 Влияние мехпримесей 22.03.2008 5-50-2500 В работе 326 315

9 214 Ветлянское 31 Парафино отложение 16.03.2008 5-80-2100 В работе 331 300

9 85 Гpековское 33 Влияние мехпримесей 17.04.2008 5-80-2000 В работе 300 267

4 607 Алакаевский 154 Солеотложение 27.12.2007 5-30-2550 В работе 412 258

9 137 Верхне-Ветлянское 116 Влияние мехпримесей 27.02.2008 5-45-2200 В работе 349 233

9 38 Утевское 57 Влияние мехпримесей 27.06.2008 5-30-1850 В работе 229 172

9 84 Субботинское 1 Влияние мехпримесей 29.08.2008 5-30-2350 В работе 166 165

2 107 Сологаевское 164 Влияние мехпримесей 10.04.2008 5-200-1450 В работе 307 143

3 302 Дмитриевское 122 Солеотложение 26.05.2008 5-125-2400 В работе 261 139

10 100 Маланинское 76 Парафино отложение 31.07.2008 5-45-1700 В работе 194 118

4 300 Ново-Запрудненское 79 АСПО 18.08.2008 5-50-2500 В работе 176 97

9 42 Богатыревское 28 Влияние мехпримесей 03.11.2008 5-80-2400 В работе 99 71

9 32 Алексеевское 26 Влияние мехпримесей 28.11.2008 5-80-2450 В работе 74 48

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯРеплика: Вы буквально отталкиваетесь от абразивов, а задача у вас другая: вы должнысделать колесо такое, чтобы оно было стойкое и к абразивам. Сергей Иванов: Да, мы такие задачи, конечно, перед собой ставим. У нас есть комби-нированный вариант исполнения рабочего колеса с закладной металлической ступицейиз нирезиста, либо коррозионностойкого металлопорошка. Такая конструкция позво-ляет соединить в себе положительные свойства двух видов материалов: низкую адгезиюполимеров и стойкость к износу металлов. Но у этой конструкции есть недостаток —относительно высокая цена, сравнимая с ценой нирезиста, вследствие чего оно покане нашло широкого распространения. Мы сейчас работаем над совершенствованиемтехнологии, чтобы снизить цену.Также продолжаем поиски новых композиционных материалов, пытаемся найти такуюкомпозицию, которая бы объединила в себе термостойкость и механическую прочностьматериала ЖКП с износоустойчивостью полиамида.

115

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ

ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.СКВАЖИННЫЕ ФИЛЬТРЫ PPS, PMC, PPK

ШАКУРОВ Альберт РустамовичЗаместитель генерального директора ООО «РосПромСервис»


№2/2010

Проблема 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 качествехвостовика в горизонтальных и наклонно-направлен-ных скважинах, а также в боковых стволах и вертикаль-ных скважинах с открытым забоем в интервалах пер-форации. Фильтры также можно устанавливать наприеме насоса.

ТОЧНЫЙ ШТАМПОВАННЫЙ ЩЕЛЕВОЙ ФИЛЬТР PPS

Фильтр представляет собой базовую обсаднуютрубу стандарта API c наваренной фильтрационнойрубашкой (см. «Особенность строения фильтраPPS»). Именно эта защитная рубашка запатентован-

Скважинные противопесочные фильтры нового поколения

Точный штампованный щелевой фильтр PPS Точный микропоровый многослойный фильтр РМС Штампованный щелевой фильтр с гравием PPK

Особенность строения фильтра PPS

Фильтрационная рубашка

Кольцо крепления

Базовая труба

Геометрия щелей защитной рубашки

ной конструкции и определяет уникальность фильтра(см. «Геометрия щелей защитной рубашки»).

Рубашка изготавливается из нержавеющей сталисо штампованными щелями. Ширина прорези варь-ируется в пределах 0,2–1,0 мм при точности изготов-ления ширины щели ±0,03 мм. Пластовая жидкостьсвободно проходит через перпендикулярные прямо-угольные прорези, и фильтр может достаточно дол-гое время находиться в скважине, не забиваясь и незакупориваясь (см. «Противозакупорочный механизмфильтра PPS»).

Щели проштампованы внутрь, и направляющие ще-лей идут параллельно движению пуска, тем самым ми-нимизируя влияние возможных дефектов ствола при

116


№2/2010

Безопасный спуск фильтра PPS в горизонтальный участок скважины



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

– Фильтр PPS

Противозакупорочный механизм фильтра PPS

Технические параметры фильтра РPS

Технические параметры Размеры PPS

Внешний диаметр базовой трубы, мм 101,6 (4") 114,3 (4–1/2") 139,7 (5–1/2") 168,3 (6–5/8") 177,8 (7")

Длина фильтра, м 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 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

Технические параметры фильтра РМC

Технические параметры Размеры PMC


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

Длина фильтрующей части, м до 5,5



Количество щелей во внешней защитной рубашке, шт./м 4316 4744 5672 6778 6992


Площадь проходного сечения, cм2/м 863,2 948,8 1134,4 1355,6 1398,4

Фильтрационная сетка

пуске и защищая фильтрующие элементы (см. «Безо -пасный спуск фильтра PPS в горизонтальный участокскважины»).

Преимущества фильтра PPS — антикоррозийнаястойкость, высокая прочность на сжатие, высокаяпрочность на разрыв, максимальная рабочая пло-щадь, высокая противопесочная защита. Фильтры из-готавливаются индивидуально для каждой скважины,их можно сделать любой длины (вплоть до стандарт-ной длины обсадной трубы 11 м) и выбрать оптималь-ное количество отверстий в трубе, диаметр этих от-верстий и количество щелей в защитной рубашке (см.«Технические параметры фильтра РPS»).

ТОЧЕЧНЫЙ МИКРОПОРОВЫЙМНОГОСЛОЙНЫЙ ФИЛЬТР РМС

В качестве основы этого универсального фильтраиспользуется перфорированная базовая труба, на ко-торую навариваются два фильтрующих и два дренаж-ных слоя (см. «Особенности строения фильтраРМС»). Последовательность следующая: перфориро-ванная обсадная труба, первая защитная рубашка,дренажный слой, фильтрующий слой, потом опятьдренажный слой и сверху идет еще одна защитнаярубашка, которая защищает всю конструкцию и самаслужит фильтрующим элементом.

В качестве фильтрующих сеток применяются сеткисложного голландского плетения (см. «Фильтрацион-ная сетка»). Устойчивые однородные поры фильтра-ционной сетки увеличивают противозакупорочныесвойства фильтра.

Преимущества фильтра PMC — надежная проти-вопесочная защита, высокая устойчивость от повреж-дений и деформации, высокая производительность инизкое сопротивление против течения флюида, вы-сокая устойчивость к коррозии от кислоты, щелочи исоли, легкое перемещение фильтра на большие рас-стояния в горизонтальном отрезке скважины. Периодзакупоривания пор фильтра в два-три раза больше,чем в обычной фильтрационной трубе.

117


Особенности строения фильтра РМС

Сетка сложного плетения

Дисперсионный слой


Сетка сложного плетения

Дисперсионный слой

Внутренняя защитная рубашка

Переходник на инструмент (НКТ)

Подвесной пакер

Муфта

Обсадная колонна Открытый забойСкользящийпереводник

БашмакФильтрНКТ

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



Обсадная колонна

Открытый забой

Пакер с резиновой манжетой

БашмакФильтрНКТ

Заканчивание горизонтальной скважины с открытым забоем с применением фильтра PMC/PPS методом зональной изоляции




Открытый забой

Пакер с резиновой манжетой Скользящий переводник

БашмакФильтр

НКТ

Заканчивание горизонтальной скважины с открытым забоем с применением фильтра PMC/PPS методом зарезки бокового ствола

Особенности строения фильтра РМС

Кольцо крепления


Фильтрационные слои (4 слоя)

Внешняя защитная рубашка

№2/2010

Как и в случае предыдущего фильтра, техническиепараметры РМC можно подбирать под конкретные за-дачи (см. «Технические параметры фильтра РМC»).

ШТАМПОВАННЫЙ ЩЕЛЕВОЙ ФИЛЬТР С ГРАВИЕМ РРК

Данный фильтр служит фильтром самой тонкойочистки — до 30 мкм. На базовую трубу с помощьюподдерживающего кольца установлены два слояштампованных щелевых рубашек, пространство меж-ду внутренней и внешней рубашками заполнено гра-вием. Все компоненты соединены между собой путемспециальной технологии сварки. Преимущества такиеже, как у предыдущих фильтров (см. «Технические па-раметры фильтра РРК»).

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ФИЛЬТРОВ

На рисунках показаны различные варианты закан-чивания с применением наших фильтров всех трехтипов.

С 2006 года наши фильтры используются в Вене-суэле, Канаде, Китае, Саудовской Аравии. В 2008 го-ду мы поставили фильтры в «Нарьянмарнефтегаз»для спуска в проблемную водозаборную скважину.Фильтры общей длиной около 3200 м монтировалисьв качестве дополнительных к основным щелевымфильтрам, спущенным в процессе заканчиванияскважин. КВЧ составляла около 1000 мг/л.

Нам удалось снизить КВЧ в несколько раз. Индекспродуктивности тоже упал, но это связано с тем, чтов скважине были уже остановлены другие фильтрыи между стенками фильтров происходило закупори-вание. Одна из скважин с фильтрами РМС находитсяв эксплуатации с конца 2008 года (см. «Эффектив-ность работы скважинных фильтров в ООО «Нарьян-марнефтегаз»).

Также мы поставили партию фильтров в «Орен-бургнефтегаз» для добычи тяжелой нефти методомплощадной закачки пара. Спуск фильтров планиру-ется в составе обсадных колонн. В настоящее времяпланируется эксплуатация фильтров и в других ком-паниях.

118


Технические параметры фильтра РРК

Технические параметры Размеры PPK


Длина фильтра, м 1–4 (условно)

Длина фильтрующей части, м до 2



Количество щелей во внешней защитной рубашке, шт./м 35–70, 70–140, 140–200


Площадь проходного сечения, cм2/м 1027,6 1113,2 1298,8 1498,4 1570

Штанговый насос


Точка смещениязабоя от вертикали

Пакер с резиновой манжетой

БашмакПротивопесочный фильтр

Заканчивание горизонтальной скважины на перфорированной обсаднойтрубе с применением фильтра PMC/PPS

Параметры работы водозаборной скважины №5 Вз куст №2

10000,0

1000,0

100,0

10,0

1,0

0,1

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

09 сен. 29 сен.

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

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

Отказ высоконапорного УЭЦНВнедрение РМС – 60 мкм 319 мЗапуск в добычу воды

Эффективность работы скважинных фильтров в ООО «Нарьянмарнефтегаз»

№2/2010

119




Муфта

НКТ

РРС/РМС фильтр

Башмак

Заканчивание вертикальной скважины с открытым или закрытым проперфорированным забоем

НКТ

ПЭТ

Пакер

Фильтр

НКТ

ПЭТ

Обсадная труба

Обсадная труба

Фильтр

Манжетный пакер

НКТ

ПЭТ

Пакер

Фильтр

Схема установки фильтров для ЭЦН

№2/2010

АСПО асфальтено-смоло-парафиновые

отложения.

БГС бурение горизонтального ствола

(скважины).

БКНС блочная кустовая насосная станция.

ВЗД винтовой забойный двигатель.

ВМСБ восполнение минерально-сырьевой базы.

ВНК водонефтяной контакт.

ВНР водонефтяной раздел.

ВНР вывод (установки) на режим.

ВНЭ водонефтяная эмульсия.

ВСП внутрискважинная перекачка (воды).

ГЗД гидравлический забойный двигатель.

ГНКТ гибкая (насосно-компрессорная) труба,

колтюбинг.

ГНО глубинно-насосное оборудование.

ГРП гидравлический разрыв (гидроразрыв)

пласта.

ГТМ геолого-техническое мероприятие.

Гф газовый фактор.

КВД кривая восстановления давления.

КВУ кривая восстановления уровня.

КВЧ концентрация взвешенных частиц.

КИН коэффициент извлечения нефти.

КНС кустовая насосная станция.

КОС кремнийорганические соединения.

КРС капитальный ремонт скважин.

МРП межремонтный период.

НГДУ нефтегазодобывающее управление.

НКТ насосно-компрессорная труба.

НнО наработка на отказ.

ОК обратный клапан, обсадная колонна.

ОПЗ обработка призабойной зоны (пласта).

ОПИ опытно-промысловые испытания.

ОРД одновременно-раздельная добыча.

ОРЗ одновременно-раздельная закачка.

ОРЭ одновременно-раздельная эксплуатация.

ПВГ переход (перевод скважины)

на вышележащий горизонт.

ПВР прострелочно-взрывные работы.

ПДГ переход (перевод скважины) на другой

горизонт.

ПЗП призабойная зона пласта.

ППД поддержание пластового давления.

ПРС подземный ремонт скважин.

ПЧ частотно-регулируемый привод.

ПЭД погружной электродвигатель.

РИР ремонтно-изоляционные работы.

СВБ сульфатовосстанавливающие бактерии.

СНО средняя наработка на отказ.

СУ станция управления.

СШНУ скважинная штанговая насосная установка.

ТКРС текущий и капитальный ремонт скважин.

ТРС текущий ремонт скважин.

УДЭ установка дозирующая электронасосная.

УШВН установка штангового винтового насоса.

УШГН установка штангового глубинного насоса.

УЭВН установка электровинтового насоса.

УЭЦН установка электроцентробежного насоса.

ЧРП частотно-регулируемый привод.

ЧРФ часто ремонтируемый фонд (скважин).

ЭК эксплуатационная колонна.

ЭЦН электрический центробежный

(электроцентробежный) насос.

120

ЧАСТО ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ СОКРАЩЕНИЯ


№2/2010

ИНЖЕНЕРНАЯ ПРАКТИКАOilfield Engineering

В номере:

Осложненные условия

эксплуатации

нефтепромыслового


Способы борьбы

с мехпримесями

2010

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

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

Комплексный подход к проектированию системымехдобычи нефти в условияхвыноса мехпримесей

Производственно-технический нефтегазовый журнал

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»

Инж

енер

ная

пр

акт

ика

№2’2

010

Научные подходы к повышению надежности УЭЦН Методы борьбы с мехпримесями

Экспертный совет по механизированной добыче нефти

Documents

Способы борьбы с мехпримесями, Инженерная практика 2