Нефтегазовые новости

Традиционно в повышении межремонтного периода работы добывающих скважин ключевую роль играет определение основных проблем, принятие своевременных технических и организационных решений. На сегодняшний день фонд скважин, оборудованных ШГН, составляет 76% от общего фонда добывающих скважин НГДУ "Альметьевнефть". Этот способ добычи является наиболее распространенным.

Введение стандарта американского нефтяного института по ШГН как в ОАО "Ижнефтемаш", так и в ПРЦГНО (ныне ООО "НКТ-Сервис") позволило повысить надежность данного оборудования. Введенный в эксплуатацию в 1997 году в нашем НГДУ стенд дефектоскопии и правки штанг позволил сократить количество обрывов. Строительство сервисных центров по ремонту НКТ, повышение требовательности как при подготовке подвесок в базовых условиях, так и бережное отношение к оборудованию при ведении СПО, не заставило долго ждать результатов в виде сокращения количества отказов ГНО.

Для решения проблемы износа штанг, помимо их обновления, в НГДУ были разработаны и внедрены критерии по допустимой наработке штанговых колонн, а также по продлению безаварийного срока службы, а именно: отправка штанговой колонны на дефектоскопию при достижении максимально допустимой наработки. Необходимо отметить, что данный показатель реализован в КИС "АРМИТС". При формировании плана работ на ПРС в нем указываются текущее и критическое значения наработки.

При остаточном ресурсе работы менее 1 года производится разворот ступеней штанговой колонны. С целью снижения нагрузок в НГДУ с июня 2006 г. применяются двухлепестковые наплавленные скребки-центраторы. В ПРЦГНО проводится сортировка штанг по возрасту.

Данный подход доказал свою жизнеспособность и эффективность. Важным этапом в оценке факторов отказа штанг явился проведенный в 2000 г. анализ Инженерного центра. Было выявлено, что фактические значения приведенных напряжений намного превышают рекомендованные специалистами ИЦ.

С целью приведения компоновки штанговой колонны к фактическим нагрузкам и геометрии ствола скважины в НГДУ был разработан стандарт, который предусматривает: внедрение штанговых колонн с учетом фактических нагрузок; перекрытие интервала ствола скважины с интенсивным набором кривизны ступенью штанговой колонной большего диаметра; уменьшение изгибающих нагрузок в нижней части штанговой колонны применением утяжеленного низа; внедрение насосов диаметром 57 и 70 мм на штангах группы прочности "Д".

Так, на начало внедрения стандарта соотношение ступеней штанговой колонны равнялось 31% большего диаметра к 69% меньшего диаметра. А для обеспечения нормальной работы штанговой колонны необходимо соотношение 50% большего диаметра, 44% меньшего диаметра и 6% большего диаметра - для утяжеления низа.

Как известно, оптимизацию режима работы скважин можно осуществлять, увеличивая либо длину хода полированного штока, либо число качаний станка-качалки. Как правило, быстрее и дешевле оптимизировать работу скважины с помощью числа качаний. Максимальная нагрузка, действующая на штанговую колонну, находится в квадратичной зависимости от числа качаний. Причем, чем больше число качаний, тем больше и приведенное напряжение, и увеличивается вероятность обрыва штанговой колонны.

Увеличение длины хода на фонде скважин позволило, увеличить добычу нефти на 30% при этом нагрузки на штанги выросли на 14%, а в случае увеличения только числа качаний увеличение нагрузок составило бы 26%. Это обрывность, которую удалось избежать.

Достаточно высокий процент отбраковки штанг по кривизне послужил поводом для более внимательного изучения данного вопроса. После изучения поставленной задачи было определено, что штанги гнутся не при спускоподъемных операциях и не при эксплуатации, а при погрузочно-разгрузочных работах и транспортировке. Разработка и внедрение, штангового контейнера позволило сократить более чем в 5 раз отбраковку штанг, экономический эффект составил порядка 3,5 млн. руб. в год. Выполнение комплекса мероприятий позволило значительно снизить количество отказов штанг по техническим причинам. Основной же технологической причиной является рост нагрузок. Традиционно на девонском фонде первопричиной считалось отложение асфальтосмолопарафинистых веществ (АСПВ). Однако, рассмотрев эту проблему более детально, специалисты НГДУ пришли к другим выводам.

Анализ эксплуатации скважин, по которым проводились ремонты по причине обрыва штанговых колонн, выявил одну закономерность - высокое затрубное давление. Как известно, скапливающийся затрубный газ отжимает уровень в затрубном пространстве, в результате чего снижается коэффициент подачи насоса. На основании этого на ряде скважин был проведен эксперимент - как стравливание затрубного газа влияет на характеристики добываемой продукции.

На одной из скважин перед стравливанием затрубного газа, начальное давление которого составляло 45 атмосфер, была отобрана жидкость со следующими характеристиками: кинематическая вязкость 15 сСт, содержание АСПВ в нефти около 2%. После стравливания затрубного газа до 11 атм. через 2,5 часа была отобрана жидкость с совершенно другими свойствами: кинематической вязкостью 340 сСт и содержанием АСПВ в нефти более 12%. Подобные результаты были получены и на других скважинах. Данный эксперимент показал, что стравливание затрубного газа ухудшает вязкостную характеристику жидкости и увеличивает содержание АСПВ в нефти.

В результате проведенного эксперимента по стравливанию затрубного газа установлено, что главным осложняющим фактором эксплуатации глубинно-насосного оборудования является не отложение АСПВ, а образование водонефтяной эмульсии. А общепризнанным в компании методом борьбы с данным осложнением в скважинах является внедрение делителей фаз ВУ-11-89. На основании этого в НГДУ разработаны мероприятия по интенсификации внедрения делителей фаз и обратных клапанов.

Правильная расстановка акцентов при принятии решений позволила получить значительное снижение количества аварий со штанговыми колоннами. Пример систематизации подходов к определению причин отказов штанговых колонн не является единственным в НГДУ. Аналогичный подход и к другим видам отказов всего глубинно-насосного оборудования.

Переход на новую систему управления рисками позволил за 2007 г. снизить количество ПВР и ЧРФ более чем в 2 раза. Межремонтный период скважин при этом в среднем составил 1008 суток. Достижение этих показателей позволило добиться определенных экономических результатов. Другими словами появились дополнительные мощности для внедрения новых технологий, таких как ОРЭ и подготовка к ГРП собственными силами.