CC BY
18
ОБОРУДОВАНИЕ
EQUIPMENT
5/Н (73) октябрь 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЦН
С ПОНИЖЕННОЙ СКОРОСТЬЮ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
Основным методом борьбы с солеотло-жениями на сегодняшний день для нефтяных компаний, является применение ингибиторов солеотложения. Опыт применения в различных нефтяных компаниях показывает положительный эффект от внедрения метода ингиби-рования солеотложений: наработка на отказ в солевом фонде вырастает до 2 раз, значительно снижается отказ ЭЦН по причине солеотложения. Но имеется и ряд существенных недостатков, которые ограничивают возможности данного метода:
• сложность при подборе ингибитора к кон-
кретному составу пластовой жидкости (то, что хорошо при борьбе с сульфатами, абсолютно не подходит для карбонатов и т.д.) - состав пластовой жидкости постоянно динамически изменяется;
• в большинстве своем ингибиторы солеот-
ложения представляют собой кислотные растворы, что способствует развитию коррозионных процессов;
• отсутствие достоверных методов прогнозирования длительности действия ингибитора и поэтому необходимость в постоянном дозированном присутствии ингибитора в пластовой жидкости - при прекращении подачи ингибитора происходит необратимое отложение солей;
• высокие затраты на устьевое оборудова-
ние (дозатор, емкость), непосредственно на ингибитор, на работы по доставке ингибитора, на проведение ингибиторных обработок при задавке в пласт и т.д.;
• сложность в определении динамического
уровня при закачке ингибитора в затруб-ное пространство;
• ограниченность использования ингибито-
ров при низких температурах;
• снижение качества товарной продукции;
• экологические аспекты.
Поэтомуприменение ингибиторов не всегда экономически оправдано, а, кроме того, не всегда оправдывает ожидания. Для снижения рисков солеотложений, необходима
оптимизация и выбор приоритетов применяемых технологий, поэтому наряду с применением ингибиторов необходимы ЭЦН с отличными конструктивными особенностями и применяемыми материалами, нежели выпускаемые в настоящий момент ведущими заводами-изготовителями.
Основываясь на многолетнем опыте поставок нашим предприятием полимерных рабочих органов (рабочих колёс, направляющих аппаратов, втулок, шайб) во все нефтяные компании России, для ремонтных фондов ЭЦН, работающих в обводненно-солевых фондах скважин, нами были описаны теоретические аспекты отложения солей в ЭЦН. На основании этого была разработана классификация оборудования, сформулированы требования к конструктивному исполнению и применяемым материалам ЭЦН с пониженной скоростью со-леотложения и асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).
В соответствии с принятой классификацией, с 2005 года ООО «Ижнефтепласт» производит насосы обычного, а с 2007 года и коррозионно-износостойкого исполнения с пониженной скоростью солеотложения с полимерными рабочими колёсами и комбинированными направляющими аппаратами. Выполненные в данных исполнениях ЭЦН имеют скорость отложения солей на рабочих органах в среднем на 50 %, а в большинстве случаев в 1,5-2 раза ниже, чем на металлических аналогах.
В настоящий момент ЭЦН данного исполнения поставляются на тендерной основе в ОАО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь», «ЛУКОЙЛ Коми», «ЛУКОЙЛ Пермь», ОАО «Самаранефтегаз». Также проведены и проводятся опытные эксплуатации ЭЦН в ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «РН-Юган-скнефтегаз», ОАО «Томскнефть» и других нефтяных компаниях.
Результаты работы ЭЦН с пониженной скоростью солеотложения в нефтяных компаниях: ►
EXPERIENCE IN USING ESP WITH REDUCED SPEED OF SCALING
Today, the principal method of combating scaling, employed by oil companies, is the use of scaling inhibitors. Inhibition is carried out using the following techniques: pressing the inhibitor into the formation, feeding the inhibitor into the annular space dozers, feeding the inhibitor through special tubes to the pump input and by suspending a container with solid inhibitor under the submersible electric motor. Experience in using this by various oil companies is indicative of a positive benefit from the implementation of the scaling inhibition method - mean time between failures in the salt wells doubles, the failure rate of the ESP for reasons of scaling significantly goes down. However, there are a number of essential disadvantages which impair the capabilities of this method:
- difficulties with selection of the inhibitor for a specific composition of the formation fluid (what is good for combat against sulfates is absolutely unsuitable for carbonates, etc.) - the composition of the formation fluid is constantly changing and changing at a fast speed;
- in the majority of cases, scaling inhibitors are acidic solutions which are conducive to development of corrosive processes;
- lack of reliable methods of forecasting the duration of the inhibitor effect and, hence, the need for constant dozed presence of an inhibitor in the formation fluid - when the feed of the inhibitor ceases, there occurs an irreversible deposition of salts;
- high costs for the well head equipment (dozer, vessel), costs directly incurred for the inhibitor, the work to deliver the inhibitor, inhibitor treatments when pressing into the formation, etc.;
- difficulties with determining the dynamic level when pumping the inhibitor into the annular space, etc.;
- limited use of inhibitors at low temperatures;
- reduced quality of the products for sale;
- environmental aspects.
Therefore, the use of inhibitors is not always economically viable and, apart from that, it does not always live up to your expectations. To reduce the scaling risks, it is necessary to optimize and to select priorities for the technologies used, that is why, along with the use of inhibitors, ESP with excellent design features and the materials used are necessary compared to those currently produced by the foremost manufacturing works.
Basing ourselves on many years' experience and our company's track record of supplying polymer working devices (impellers, diffusers, shaft bore protectors, pads) to all oil companies in Russia, for repair stock of ESP, operating in water flooded and salt wells, we have described the theoretical aspects of scaling in ESP. Based on the above, a classification of equipment was worked out, the requirements applicable to the design execution and the materials used for ESP with reduced scaling speed and asphalt - resin - paraffin sedimentation were laid down.
Under the adopted classification, since 2005 LLC «Izh-nefteplast» has been producing pumps of regular execution and, since 2007, it has been producing a corrosion and wear resistant option with reduced scaling speed using polymer impellers and combined diffusers. These options of ESP have the scaling speed for salt deposition on working devices which is on the average 50% lower, and in most cases, 1.5-2 times lower than on metallic equivalents.
ЭКСПОЗИЦИЯ 5/Н (73) октябрь 2008 г.
ОБОРУДОВАНИЕ
EQUIPMENT
At the present time, ESP in the above mentioned option are being supplied, on tender basis, to JSC «LUKOIL Western Siberia», «LUKOIL Komi», «LUKOIL Perm», JSC «Samaraneftegas». Also test operation of ESP is underway at JSC «Samotlorneftegas», JSC «RN-Yganskneftegas», JSC «Tomskneft» and other oil companies.
The performance results of ESP with reduced speed of scaling achieved by oil companies: JSC «RN-Yuganskneftegas» Data as at 18.08.08, based on the operation of 9 ESP on the salt wells:
- Cumulative operation between failures of the previous equipment - 927 days.
- Cumulative current operation of ESP produced by LLC «Izhnefteplast» - 1692 days.
- Cumulative operation between failures has increased by 83% and continues to increase as three pumps continue to operate.
JSC «Samaraneftegas»
Data as at 3.09.08, based on 82 wells.
- Cumulative operation between failures of the previous equipment is 18123 days.
- Current cumulative operation between failures of ESP with polymer working devices is 19229 days.
- 42 ESP are in operation, increasing the cumulative operation between failures.
Customer opinion:
«Where a number of wells fail after operating for 300 days, polymer working devices display no wear and are used repeatedly in the production process of repairing ESP». LLC «LUKOIL-Western Siberia» Data as at 13.03.08.
A total of 114 ESP have been installed. Out of those, 14 have been installed, in line with their purpose, on the salt wells on which the total operation between failures of the previous equipment was 1450 days, with the current operation between failures of ESP produced by «Izhnefteplast» is 2584 days, 12 ESP continue operating. JSC «LUKOIL-Komi» Data as at 1.03.08.
4 ESP have been installed. Of those 3 pumps have been installed on the salt wells. On 1 ESP the current operation has not yet exceeded 124 days; 1 - current operation between failures is 105 days (operation between failures in the well of the previous three ESP which failed for reasons of salt deposition is 26, 52, 33 days). JSC «Samotlorneftegas».
Extracts from the report on the operation results of 10 ESP dated 07.07.08:
«Average operation of the equipment between failures amounted to 507.8 days for 5-30 pumps; 608.6 days for 550 pumps, with the average operation between failures of the previous equipment equaling 164.3 days and 306 days respectively».
«... no complaints have been lodged regarding the operation of the equipment erected».
«Besides, during the period from 2005 through 2008 in the wells of JSC «CIS» ESP after repairs, 3-rd group option, featuring two support point design, where polymer structural materials were used, have been in service. The average operation between failures equaled 428 days for 5-30 pumps; 336 days for 5-50 and 5-80 pumps with the average operation between failures of the previous equipment being 195 and 237 days respectively». JSC «Tomskneft»
Data as at "9.08.08. based on 19 wells.
- Cumulative operation between failures of the previous equipment (ESP which failed for reasons of salt deposition) is 2455 days.
- Cumulative current operation of the ESP produced by LLC «Izhnefteplast» with polymer working devices is 6752 days.
- Six ESP are in operation.
LLC «Izhnefteplast» has developed ESP in the corrosion and wear resistant option, featuring reduced scaling speed and capability to operate at a high gas factor (up to 45% of gas content at the input). At the present time, they are undergoing stand tests.
ОАО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»
Данные на 18.08.08г. по результатам эксплуатации 9 ЭЦН на солеотлагающем фонде скважин:
• Суммарная наработка предыдущего оборудования - 927 суток.
• Суммарная текущая наработка ЭЦН производства ООО «Ижнефтепласт» 1692 суток.
• Суммарная наработка увеличилась на 83 % и продолжает увеличиваться, так как три насоса продолжают работать.
ОАО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»
Данные на 3.09.08г. по 82 скважинам.
• Суммарная наработка предыдущего оборудования 18123 сутки.
• Текущая суммарная наработка ЭЦН с полимерными рабочими органами 19229 суток.
• 42 ЭЦН находятся в работе, увеличивая суммарную наработку.
Из отзыва:
«При отказе по ряду скважин с наработкой более 300 суток полимерные рабочие органы без износа и используются повторно в производственном процессе ремонта ЭЦН».
ООО «ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»
Данные на 13.03.08г.
Всего установлено 114 ЭЦН. Из них 14 установлено по назначению в солевой фонд скважин, по которым общая наработка предыдущего оборудования составила 1450 суток, текущая наработка ЭЦН «Ижнефтепласт» -2584 сутки - 12 ЭЦН продолжают работать.
ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ»
Данные на 1.03.08г.
Установлено 4 ЭЦН. Из них в солевой фонд 3 насоса. 1 ЭЦН - текущая наработка ещё не превысила предыдущее оборудование; 1 - текущее превышение на 124 сутки; 1 - текущая наработка 105 суток (наработки в скважине
трёх предыдущих ЭЦН, вышедших из строя по причине солеотложения 26, 52, 33 сутки).
ОАО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ».
Выдержки из акта от 07.07.08г. по результатам эксплуатации 10 ЭЦН:
«Средняя наработка оборудования составила для насосов 5-30 - 507,8 суток; для насосов 5-50 - 608,6 суток, при средней наработке предыдущего оборудования соответственно 164,3 суток и 306 суток».
«...замечаний по эксплуатации смонтированного оборудования не зафиксировано».
«Кроме того, за период 2005-2008гг. в фонде скважин ОАО «СНГ» эксплуатировались ЭЦН после ремонта 3-ей группы исполнения со ступенями двухопорной конструкции, в которых применялись полимерные конструкционные материалы. Средняя наработка данного оборудования составила для насосов 5-30 - 428 суток; для насосов 5-50 и 5-80 - 336 суток, при средней наработке предыдущего оборудования 195 и 237 суток соответственно».
ОАО «ТОМСКНЕФТЬ».
Данные на 19.08.08г. по 19 скважинам.
• Суммарная наработка предыдущего оборудования (ЭЦН отказавших по причине солеотложения) - 2455 суток.
• Суммарная текущая наработка ЭЦН производства ООО «Ижнефтепласт» с полимерными рабочими органами 6752 суток.
• Шесть ЭЦН с полимерными рабочими органами находятся в работе.
ООО «Ижнефтепласт» разработаны ЭЦН коррозионно-износостойкого исполнения с пониженной скоростью солеотложения и возможностью работы с высоким газовым фактором (до 45 % содержания газа на входе). В настоящее время они проходят стендовые испытания. ■
