Проблемы и пути повышения МРП скважин на поздней стадии разработки месторождений

эксплуатация скважин

Е.П. Масленников, заместитель генерального директора по производству, Ю.В. Шляпников, начальник ОРМФС УДНГ

А.М. Насыров, к.т.н., консультант по добыче нефти и газа ОАО «Удмуртнефть»

проблемы и пути повышения мрп скважин на поздней стадии разработки месторождений

На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений особо остро стоит вопрос о рентабельности эксплуатации добывающих скважин. При снижении дебита скважин по нефти для поддержания рентабельности на необходимом уровне требуется сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание и ремонт скважин. Именно поэтому задача повышения межремонтного периода (МРП) скважин становится актуальной.

По методике НК «Роснефть» это показатель, который равен отношению отработанного времени за скользящий год действующего добывающего фонда скважин к количеству ремонтов скважин по причине отказа скважинного насосного оборудования за этот же скользящий период. Соответственно, от величины МРП напрямую зависят такие показатели предприятия, как:

• количество текущих ремонтов скважин (ТРС), связанных с ликвидацией отказа оборудования;

• затраты на проведение ТРС;

• затраты на замену скважинного оборудования (НКТ, штанг, ЭЦН, ШГН и т.д.), так как ресурс оборудования зависит ещё и от количества спуско-подъёмных операций;

• потери по нефти при простое скважины в ожидании ремонта, во время само-

го ремонта и во время вывода скважины на режим;

• коэффициент эксплуатации скважин и, соответственно, в конечном счёте -добыча нефти.

В связи с вышеизложенным ОАО «Удмуртнефть» приложило много усилий для налаживания системной работы с фондом скважин и достижения высоких показателей МРП.

На рис.1 представлен график изменения показателя МРП и количества отказов глубинно-насосного оборудования с 2005 г. по август 2009 г. Как видно из графика, МРП за 5 лет вырос более чем в 2 раза и является одним из самых высоких в НК «Роснефть». В подтверждение достигнутого уровня МРП приведена динамика количества отказов по годам, количество которых также уменьшилось более чем в два раза. Основными составляющими комплекса мероприятий по повышению МРП явилось следующее.

1. организация работы.

Прежде всего акционерное общество сделало большой акцент на организацию системной работы по повышению работоспособности оборудования,

Динамика МРП ОАО "Удмуртнефть"

3800 3600 3400 3200 3000

2000 1800 1000 1400 1200 1000

Кол-во отказов за год всего, итг. — МРП, сут.

1750

1100 1000

-100 -200 -300

2009 год, про ГКО!

Рис. 1. Динамика МРП ОАО «Удмуртнефть»

66 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № 11 \\ ноябрь \ 2003

которая охватывает все направления, прямо или косвенно обеспечивающие безотказность работы скважинного оборудования.

На рис. 2 показана организационная схема работы с глубинно-насосным оборудованием (ГНО).

Одним из основных элементов организации управления МРП стали «Дни качества», которые проводятся еженедельно на уровне НГДУ и ежемесячно на уровне ОАО «Удмуртнефть», где основным вопросом является выявление причин отказов скважин.

Ежеквартальные совещания на уровне общества с участием цеховых технологов и всех сервисных организаций проводятся для анализа работы фонда за отчётный период, на которых рассматриваются проблемные вопросы с участием представителей научно-производственных и сервисных организаций.Эти мероприятия способствуют более глубокому анализу причин отказов.

2. технические мероприятия.

Одним из высокоэффективных мероприятий по повышению МРП скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), явилась ультразвуковая дефектоскопия штанг (УЗК).

В 2007 г. ОАО «Удмуртнефть» организовало ультразвуковую дефектоскопию штанг. До организации УЗК доля брака в заводской продукции доходила до 8%. Вся забракованная продукция была возвращена заводам-изготовителям. В настоящее время доля брака с заводов составляет 0,8-1,6%. Это позволило значительно снизить отказы по обрывам штанг (рис.3).

3. вывод скважин на режим.

С 2006 г. выводу на режим скважин, оснащенных скважинным глубинным оборудованием, уделяется повышенное внимание. Составлены регламенты по выводу на режим каждого вида оборудования: УЭЦН, ШГН, ШВН, проведено обучение, проверка знаний рабочих и ИТР, налажена система контроля за процессом.

4. эффективная борьба со скважинными осложнениями.

При эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» сталкивается с такими осложнениями, как отложения АСПО, коррозия

рис.2. структура работы с гнО

636

АЮ

375

ООО 350

2005 2006 2007 2008 2009 ожид

рис.3. Динамика обрывов штанг ОАО «Удмуртнефть»

эксплуатация скважин

рис.4. структура работы с осложнениями

рис.5. Отказ по причине коррозии ПЭД

оборудования, образование эмульсии, отложения солей на ГНО. Системная работа с этими осложнениями (см. рис. 4) позволила значительно повысить наработку на отказ и МРП скважин. Достигнутые высокие показатели МРП специалисты общества не считают пределом возможного, после которого дальнейшее повышение МРП может привести к снижению КПД насосного оборудования, к повышенному энергопотреблению и увеличению его аварийности.

В пользу имеющегося потенциала повышения МРП свидетельствует тот факт, что наряду со скважинами, работающими без ремонта 3 и более года, существует и часторемонтируемый фонд, где количество ТРС превышает 3 и более ремонтов в год.

Для поддержания достигнутого уровня МРП скважин и дальнейшего его наращивания необходимо развивать все направления комплекса мероприятий, включая и организационные методы управления работоспособностью оборудования.

Такими мероприятиями могли бы быть создание лаборатории инженерного мониторинга скважинных осложнений и внедрение системы материального и морального стимулирования за фактические показатели по МРП. Одним из тормозящих факторов дальнейшего роста МРП является коррозия скважинного оборудования. На рис. 5 и 6 представлена коррозия погружного электродвигателя (ПЭД) и насосной штанги.

Применение ПЭД второй группы исполнения (коррозионностойкие) в сильно агрессивных средах повышают срок работы ПЭД до 2 раз по сравнению с ПЭД обычного исполнения, однако выход из строя УЭЦН по причине коррозии корпуса ПЭД остается высоким. Поэтому работу по обеспечению коррозионной устойчивости ПЭД в сильно агрессивных средах следует вести в комплексе мероприятий: применение антикоррозионных покрытий, применение протекторной и катодной защиты и т.п.

Для обеспечения продолжительной наработки УЭЦН, работающем в интервале, где темп набора кривизны более 1 градуса на 10 метров, а также в случае превышения темпа набора кривизны

68 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № 11 \\ ноябрь \ 2009

скважины в интервале спуска УЭЦН, превышающем 20 на 10 метров, требуется техническое усовершенствование УЭЦН. Это требование возникает в связи с имеющимися случаями одностороннего износа валов насосов (см. рис.7), работающих в интервале завышенной кривизны.Условия завода-изготовителя о допустимом темпе набора кривизны в интервале спуска до 20, а в интервале работы УЭЦН всего 3 минуты на 10 м не всегда выполнимы. Кроме того, погрешность геофизических приборов при снятии профиля скважины не позволяют точно определить такой интервал. В связи с этим возникает вопрос о необходимости шарнирных соединений в интервале ловильной головки и месте соединения двигателя с насосом. Имеются инженерные разработки и испытания шарнирных соединений «Уфа-НИПИнефть», а выпуск их в заводском исполнении не ведется. Кроме того, допустимый темп набора кривизны зависит от диаметра и длины УЭЦН, а в заводских инструкциях по эксплуатации УЭЦН такой таблицы нет. Неоднократно ставился вопрос перед заводами-изготовителями, выпускающими УЭЦН, о необходимости напорных характеристик УЭЦН в зависимости от вязкости добываемой жидкости. Например, для вязкости 50, 100, 150, 200 мПа^с отсутствие таких напорных ха-

рис.6. Отказ по причине коррозии штанг

рактеристик затрудняет применение УЭЦН в оптимальном режиме. Однако, ни один завод такие характеристики в инструкциях по эксплуатации УЭЦН не прилагает.

Немало вопросов технического и технологического характера возникает при эксплуатации СШНУ. Требуется также дальнейшее совершенствование и оптимизация методов борьбы с осложнениями в целях повышения МРП и наработки на отказ.

В целом при комплексном подходе к решению вопроса повышения наработки на отказ и МРП можно достичь высоких результатов и при использовании продукции отечественного машиностроения.

выводы

1. В результате системной и комплексной работы по повышению работоспособности оборудования можно достичь высоких показателей МРП, используя отечественное оборудование.

2. Для дальнейшего повышения МРП скважинного оборудования требуется совместная работа нефтяников с заводами-производителями оборудования и сервисными предприятиями по ремонту скважин и оборудования.

рис.7. Односторонний износ валов насоса.

Литература

1. Антипин. Ю.В. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов // «Нефтяное хозяйство». 2007. №5. С96-98.

2. Лайонза У., Плизга Г. Большой справочник инженера нефтегазодобычи, 2009.

3. Насыров А.М., Иконников В.В. Совершенствование технологии добычи нефти с помощью УЭЦН

в осложнённых условиях. Ижевск, 1998.