CC BY
166НАУКИ О ЗЕМЛЕ
АНАЛИЗ ПРИЧИН ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫХ ОТКАЗОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН В ПЛАСТАХ ГРУППЫ ЮС ВОСТОЧНО-СУРГУТСКОГО _МЕСТОРОЖДЕНИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ
Ласуков Александр Андреевич
Магистрант
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет ANALYSIS OF THE CAUSES OF PREMATURE FAILURES IN THE OPERATION OF THE ELECTRICAL INSTALLATION OF A CENTRIFUGAL PUMP IN THE JURASSIC FORMATIONS OF THE EAST SURGUT FIELDS AND METHODS OF DEALING WITH THEM
Lasukov Alexandr, Undergraduate Tyumen State Oil and Gas University
АННОТАЦИЯ
В статье рассматриваются причины возникновения преждевременных отказов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в пластах группы ЮС на Восточно-Сургутском месторождении, выделены основные из них. На примере ОАО «Сургутнефтегаз» показаны основные методы борьбы с осложнениями; произведено сравнение методик, применяющихся как в России, так и за рубежом. В результате исследования сделан вывод, что для недопущения преждевременных отказов УЭЦН необходимы комплексные меры.
ABSTRACT
This article discusses the reasons of occurrence of premature failure of electric pumps plants in the Jurassic strata in the East Surgut oil field, highlighted the major ones. For example, Open Joint Stock Company «Surgutneftegas» shows the main methods of dealing with complications; compared the techniques used both in Russia and abroad. The study concluded that in order to prevent premature failure of electric pump installations need comprehensive measures.
Ключевые слова: преждевременные отказы, установка электроцентробежного насоса, солеотложения, механические примеси, пласт, Восточно-Сургутское месторождение, фильтр, пескоотделитель, ремонт, соляная кислота, полимерные материалы, погружные скважинные контейнеры, ингибиторы.
Keywords: premature failures, the installation of electric centrifugal pump, scaling, mechanical impurities, stratum, East Surgut field, filter, sand separator, repairs, hydrochloric acid, polymeric materials, submersible containers, inhibitors.
При эксплуатации нефтяных скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (далее: УЭЦН) мы ежедневно сталкиваемся с большим количеством проблем.
Нормальная работа скважин нередко нарушается вследствие износа или отказа в работе наземного и подземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя, отложений песка, механических примесей, продуктов коррозии, парафина, солей, преждевременного обводнения продукции; изменения условий работы. Обычно это сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти и простоями скважин [4, с.365]. От своевременного обнаружения и их эффективного устранения зависит продолжительность и качество работы УЭЦН.
В каждом месторождении отдельно взятый объект разработки - как правило, это пласт - имеет свои характеристики , в совокупности приводящие к созданию модели пласта. Это необходимо для выявления основных принципов, в соответствии с которыми будет
разрабатываться объект, как в настоящее время, так и в последующие годы разработки.
Однако нефтенасыщенные пласты представляют собой физические поля, которые невозможно описать математически, хотя схематичную физическую модель, приближенно похожую на реальный объект, создать возможно [8, с.3-4]. Так как каждая модель предполагает вероятность появления той или иной проблемы, то и способы борьбы с ними для разных объектов разработки будут различными.
Более 95% всего эксплуатационного фонда Восточно-Сургутского месторождения разрабатывается с помощью УЭЦН, в процессе работы которого возникают факторы, затрудняющие его дальнейшую работоспособность. Так как осложнения, возникающие в ходе эксплуатации скважин, тесно связаны с количеством ремонтов, приведем статистику ремонтов, проводимых на нефтяных скважинах за последние шесть лет (данные за 2015 г. приведены до 6 ноября 2015 г.).
180 160 140 120 100 80
147
127 1 1
102
■
123
I
2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г.
Рисунок 1. Количество ремонтов нефтяных скважин Восточно-Сургутского месторождения, эксплуатирующих пласты группы ЮС
Рисунок 2. Диаграмма изменения общего количества ремонтов и ремонтов в связи с отказом УЭЦН
Как видно из графика (рис.1), общее количество ремонтов на Восточно-Сургутском изменяется волнообразно и колеблется возле определенных значений. Но следует учитывать, что определенная доля каждого из этих чисел составляют ремонты, произведенные по плану, составленному в цехах добычи нефти и газа и нефтегазодобывающих управлениях. Сравнение об-
щего количество ремонтов, и произведенных в связи с отказом УЭЦН, представим графически (см.рис.2).
Исходя из приведенных данных следует, что количество отказов УЭЦН растет во времени, и также велико отношение отказов УЭЦН к общему количеству ремонтов в 2015 г. по сравнению с 2010 г.
Рисунок 3. Процентное соотношение общего количества ремонтов и ремонтов в связи с отказом УЭЦН
Для более подробного анализа данных был составлен график соотношения общего количества ремонтов и отказов УЭЦН (рис.3), из которого мы можем видеть, что за исключением 2014 г. процент ремонтов связи с отказом УЭЦН неуклонно растет.
Более всего нас беспокоит проблема преждевременных отказов УЭЦН. За 2014 г. их было 31, что от общего количества отказов составляет 31,3%, а в 2015 г. - 39, или 41,5%. Как видим, цифры внушительные, ввиду чего необходимо принятие соответствующих
мер. Чем меньше преждевременных отказов УЭЦН, тем выше эффективность их эксплуатации.
Произведем анализ причин преждевременных отказов за 2014 и 2015 гг. на Восточно-Сургутском месторождении.
На диаграмме (см.рис.4) показано, что основными причинами преждевременных отказов УЭЦН в пластах группы ЮС Восточно-Сургутского месторождения являются: отсутствие сопротивления изоляции кабеля; солеотложения; засорение рабочих органов УЭЦН.
Повреждение кабеля бригадой КРС
Некачественное освоение
Асфальтосмолопарафиновые отложения
Засорение ЭЦН
Сол е отл оже н ия
Низкий остаточный ресурс
Отстутсвие сопротивления изоляции кабеля
■ 2015 год И2014 год ■"* ±2
Рисунок 4. Причины преждевременных отказов за 2014 и 2015 гг.
Отсутствие сопротивления изоляции происходит из-за несоответствия установки условиям, при которых происходила ее эксплуатация. Это бывает из-за заводского брака, недобросовестного обслуживания сква-жинного оборудования, низкого остаточного ресурса установки, необеспеченного притока, неправильно подобранной УЭЦН к скважине, по причине ЦБПО ЭПУ, а также иных причин.
Для борьбы с этой проблемой необходима хорошая организованность работы на всех уровнях, между цехами добычи нефти и газа и остальными обслуживающими предприятиями. Именно дисциплина и соответствующая квалификация, как обслуживающего персонала, так и взаимодействующих друг с другом подразделений, приведут к отличным результатам в этом направлении. Но не следует также забывать про программное обеспечение для подбора УЭЦН к скважинам. В ОАО «Сургутнефтегаз» используется программа для подбора УЭЦН к скважинам «Автотехнолог», в ОАО «Роснефть» - «Rospump». Постоянная модернизация этих программных комплексов приведет к более эффективной эксплуатации каждой УЭЦН.
В сочетании с воздействием механических частиц, отложения солей в проточных каналах рабочих органов УЭЦН уменьшают наработку на отказ насосного оборудования, вызывая его преждевременный ремонт или замену [7, с.80]. Это значит, что мы имеем в данном случае, как минимум - снижение дебита скважин; как максимум - преждевременный выход из строя дорогостоящего оборудования, и, как следствие, ухудшение технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий [1, с.27].
Рассмотрим подробнее процесс солеотложения. В результате его появления увеличиваются силы трения в рабочих органах насоса и ПЭД и требуемая для работы насоса мощность, ухудшается теплообмен. Повышение температуры между ступицами рабочих колес и расточками направляющих аппаратов приводит к дальнейшему увеличению интенсивности соле-отложения. В результате мы имеем перегрев УЭЦН из-за снижения подачи насоса и уменьшения скорости охлаждающей жидкости, меняется характеристика ступени и насоса в целом, происходит уменьшение рабо-
чей области характеристики, снижение КПД и напора ступени [5, с.21-22].
Рассмотрим основные применяемые способы борьбы с солеотложениями в ОАО «Сургутнефтегаз». В качестве одного из методов используют обработку УЭЦН соляной кислотой. В целом этот метод эффективен, но опасность его в том, что он приводит к коррозии корпуса УЭЦН, труб НКТ и эксплуатационной колонны. Другим методом борьбы является внедрение программного комплекса «Автотехнолог+Соль» для эффективного подбора режима работы УЭЦН в скважинных условиях.
Также в нашей компании применяется скважинное оборудование с рабочими органами, изготовленными из полимерных материалов. Преимуществами метода являются коррозионная стойкость материала, уменьшенная масса ротора, чистота проточных каналов. К недостаткам относится меньшая, чем у УЭЦН в обычном исполнении, стойкость к механическим примесям.
Использование станций управления с частотным преобразователем в режиме «встряхивания» не позволяет образовываться солеотложениям. Не решая саму проблему, данный способ все-таки позволяет несколько увеличить наработку на отказ.
Широкое применение получили погружные сква-жинные контейнеры (ПСК) «ТРИЛ-Св», которые заполняются твердым реагентом и крепятся к основанию погружного двигателя. Применение контейнера «ТРИЛ-Св» имеет следующие преимущества: простота монтажа; высокая степень надежности; не требует дополнительного облуживания в процессе работы. К недостаткам относятся: ограниченный срок действия; необходимость постоянного контроля выноса реагента; дебит жидкости допускается не более 150 м3/сут.
Одним из применяемых химических методов является закачка ингибитора полиакрилатного типа Dodiscale V2870К по технологии периодического дозирования с помощью мобильного блока реагентного хозяйства (БРХ). После закачки ингибитор перемещается вниз по затрубному пространству до динамического уровня, смешивается со скважинной жидкостью и поступает на прием УЭЦН. Способность блокировать образование и рост карбонатных отложений выгодно отличает этот ингибитор от других реагентов и обеспе-
чивает высокую эффективность его применения. Из-за относительно большой молекулярной массы при контакте ингибитора с солями, поверхностью металла и продуктами коррозии при достижении равновесного состояния образуется устойчивая защитная пленка.
Для предотвращения выпадения солей на рабочих органах ЭЦН при освоении скважин после ГРП в НГДУ «Сургутнефть» применяется ингибитор солеотложе-ний SI-1000 в составе технологической жидкости, закачиваемой при проведении ГРП [7, с.81-82].
Проведем обзор всех применяющихся как в мире,
так и в России способов устранения и недопущения со-леотложений в рабочих органах УЭЦН.
К одним из средств борьбы относится оборудование для магнитной обработки фирм Integra Tech Associates и Magnetic Technology Australia, в котором применяются постоянные магниты. Российским аналогом данного оборудования является системный активатор NBF-1A (рис.5). Преимуществом данного метода является простота конструкции, к недостаткам относится необходимость обработки оборудования до начала кристаллизации солей и монтаж подъемного оборудования.
Рисунок 5. Системный активатор NBF-1A
Достаточно широкое применения за рубежом получил акустический метод, в основе которого лежит создание колебаний специальным акустическим излучателем, которые предотвращают образование центров кристаллизации. Однако, данный метод не предотвращает образование солей, а переносит их образование в продукцию. Испытания прототипов установки в компании Expro int. Group PLC и Shell int. Exploration and Production в стволе эксплуатируемых скважин показали эффективность работы генератора высокочастотных колебаний.
В некоторых случаях изменяют забойное давление путем изменения типоразмера УЭЦН и (или) глубины спуска. Недостатки данного метода заключаются в том, что его применение возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях при уменьшении производительности УЭЦН можно получить снижение добычи нефти.
Меньшее применение, чем предыдущие, получил метод турбулизации потоков, основной смысл которого состоит в том, что сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов ухудшает условия для кристаллизации солей, а также способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования за счет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости. Метод не является популярным, так как результат будет неоднозначным и его сложно спрогнозировать.
Следующий способ борьбы с образованием соле-отложений заключается в удалении солеобразующего
иона из закачиваемого через систему поддержания пластового давления (ППД) агента. Преимуществом метода является сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения пласта, приза-бойной зоны пласта (ПЗП) и до системы нефтесбора. Данный метод трудноосуществим, так как необходимо наличие нескольких источников воды для закачки, а также значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды.
В некоторых случаях находит применение ограничение водопритоков скважины, недостатки которого сопряжены со сложностью реализации и значительными затратами.
Также применяются дозирование ингибитора соле-отложений с помощью устьевого дозатора типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в за-трубное пространство скважины с помощью агрегатов.
Предотвращение образования солей посредством закачки ингибиторов в пласт посредством следующих технологий:
1. «Squeeze», преимуществами которой являются защита ПЗП, возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами и задания глубины проникновения. Достаточно широко применяется в BP, Chevron, Texaco, Dynea, ExxonMobil, Marathon, ONDEO Nalco, Petrobas, Shell.
2. «ScalMAT» (см.рис.6), то есть совмещение кислотной обработки с введением ингибитора.
Зявупорня ПО|>
nni«ta отложениями
Кислотная аора&отм* с ингибитором OD)) а ла нами я QFII'CIMRHHH
П«ПС рЯСТ*ОрОнИЯ (»тлевдцн^. иия яuisfоднг им nmepiHQtTk Имги«нтор остлетея
11
1*1 .
Рисунок 6. Технология «ScalMAT»
3. <^са^гас» (рис.7), основными положительными сторонами которой являются защита обширной области ПЗП и высокая продолжительность эффекта. Глав-
ным недостатком является повышенные требования к совместимости ингибитора с агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы.
4Л с opí) иро ва ниы й митСм то вокруг трещины
Рисунок 7. Технология <^са^гас» 4. <^са!еРгар» (рис.8). В основе метода лежит введение ингибитора с проппантом.
Рисунок 8. Технология «ScaleProp»
Достаточно широкое применение имеют растворение неорганических солей кислотами или их обработка комплексообразующими веществами, а также разбу-ривание, скреперование эксплуатационных колонн [6, с.12-15].
Таким образом, были рассмотрены основные методы борьбы с солеотложениями как в ОАО «Сургутнефтегаз», так в России и за рубежом. При выборе методов борьбы руководствуются двумя основными параметрами: стоимостью проведения обработки и ожидаемым эффектом от её проведения на каждой конкретной скважине.
Одной из причин, влияющих на преждевременные отказы УЭЦН, также является вынос механических примесей. Рассмотрим основные методы борьбы с данной проблемой.
Применение частотных преобразователей фирмы "Reda" для ограничения выноса примесей, после проведенного на скважине ГРП. С их помощью регулируют частоту тока, что позволяет снизить темпы отбора жидкости из скважины и проводит к росту забойного давления, тем самым уменьшая депрессию на пласт [2, с.109].
Использование фильтров различных конструкций. Перечислим основные из них.
1. Щелевой фильтр ФС-73 с помощью отсекающего пакера и комплектов переводников устанавливается в зоне перфорации, фильтрационный элемент которого
изготовлен из нелегированной стали. Основные недостатки связаны с увеличением времени на ПРС, со снижением притока при засорении, а также с риском прихвата и аварии при извлечении фильтра.
2. Фильтр-насадка ФНТ, который вместе с пакером ПРС-146 устанавливается непосредственно под УЭЦН. Фильтрационный элементом является высокопрочная профилированная нержавеющая сталь, тонкость фильтрации которой - 200 мкм [2]. Главный недостаток - возможная проблема с пакером при его установке.
3. Входной фильтр МВФ с тонкостью фильтрации 250 мкм работает в составе погружной установки в качестве дополнительной модуль-секции с двухслойным фильтрующим элементом из пеноникеля, устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса. Недостатки: высокая стоимость; механические примеси и проппант остаются в фильтре; является неремонтопригодным.
4. Щелевой фильтр-модуль ЖНШ, идущий в составе УЭЦН между гидрозащитой и нижней секцией, фильтрационным элементом которого является высокопрочная профилированная нержавеющая сталь с тонкостью фильтрации - 200 мкм. Основные преимущества фильтра состоят в том, что он ремонтопригоден. Главный недостаток - высокая стоимость.
5. Шламоуловитель ШУМ, также работает в составе УЭЦН. В качестве фильтрационного элемента используется шламоотстойник для взвешенных твер-
дых частиц: является ремонтопригодным. Основные недостатки сводятся к тому, что фильтрационный элемент быстро забивается при больших значениях КВЧ, а также является неэффективным при применении после ГРП. Производительность фильтра достаточно низка - до 200 м3/сут [3, c.70-71].
Применение фильтров различной конструкции не является самым эффективным средством борьбы с выносом механических примесей, так как они имеют свойство засоряться через некоторое время после их использования, что приводит к ограничению притока жидкости к скважине. Именно поэтому существуют и другие способы для борьбы с коэффициентом взвешенных частиц поступающего в УЭЦН флюида [2, c.109].
Одним из таких методов является использование сепаратора механических примесей ПСМ5-114 производства «Новомет-Пермь». Он обеспечивает сепарацию механических частиц, защиту УЭЦН от выноса механических примесей из пласта, двухступенчатую сепарацию газа. Основной принцип его работы состоит в том, что проходящий через него поток частиц удерживается гидравлическим разобщителем, не позволяющим взвешенным частицам проходить выше сепаратора.
Также применяется метод разогрева призабойной зоны пласта для крепления проппанта RCP закачиваемого при ГРП. Проппант марки Fores RCP покрыт фенолформальдегидными смолами, склеивание которого начинается при давлении выше 69 кгс/см2. При атмосферном давлении сшивание данного проппанта происходит при температуре выше 90°С [3, c.72].
Важно отметить, что при использовании технологий защиты УЭЦН от выноса механических примесей остается фонд скважин с другими осложнениями. Поэтому при выборе методов борьбы с факторами, негативно действующими на работу УЭЦН, нужно учитывать весь их комплекс [3, c.72].
Таким образом, анализ причин преждевременных отказов показал, что основными из них являются: отсутствие сопротивления изоляции; солеотложения; засорение насоса. Вынос механических примесей и продукты коррозии осложняют работу УЭЦН, при этом взвешенные частицы являются центрами кристаллизации при образовании солей на рабочих органах УЭЦН. Солеотложение в свою очередь приводит к его преждевременному отказу. Следствием этого являются затраты на оборудование, его ремонт и замену, а также ухудшение технико-экономических показателей нефтегазодобывающего предприятия.
В ОАО «Сургутнефтегаз» существует ряд мер, для
противодействующих осложнениям, возникающим в ходе эксплуатации УЭЦН. Но количество преждевременных отказов с течением времени увеличивается, поэтому необходима разработка новых технологий, понижающих численность преждевременных отказов, при этом увеличивающих межремонтный период каждого используемого насоса. Также необходимо уделять внимание качеству подготовки кадров, поскольку от квалификации персонала напрямую зависит степень объективности и эффективности решений возникающих проблем.
Для успешной борьбы с осложнениями, возникающими при эксплуатации УЭЦН, необходимы способы, которые позволят в минимально короткие сроки выявить факторы, затрудняющие добычу нефти с помощью УЭЦН, и применять наиболее эффективные методы борьбы с ними не по отдельности, а в комплексе.
Список литературы
1. Антониади Д.Г., Савенюк О.В.. Факторы, затрудняющие добычу нефти (ФЗДН): классификация и систематизация.// Строительство скважин на суше и на море-2012- №6.
2. Ахметов М.Р., Суровенко В.Н., Яхонтов Р.Я. Виды осложнений работы УЭЦН и методы борьбы с ними.// Материалы Девятой Международной научно-технической конференции (посвященной 100-летию со дня рождения Протозанова Александра Константиновича) -Тюмень-2014.
3. Басов С.Г., Гарифуллин А.Р. Методы защиты УЭЦН от мехпримесей.// Эксплуатация скважин-2010-№9.
4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. -Москва: Изд-во Недра - 1990 г.
5. Герасимов И.Н., Деговцов А.В., Донской Ю.А., Ивановский В.Н., Клименко К.И., Пекин С.С., Сабиров А.А. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей.// Территория нефтегаз-2015-№4.
6. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов предупреждения и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании.// Инженерная практика. -2013 -Пилотный выпуск.
7. Разумов А.И. Опыт работы НГДУ «Сургутнефть» с фондом скважин, подверженных солеотложению на рабочих органах электроцентробежных насосов.// Нефтяное хозяйство-2014-№3.
8. Халимов Э.М. Детальные геологические модели и трехмерное моделирование.// Нефтегазовая геология. Теория и практика - 2012 - том 7-№3.
