Борьба с солеотложениями и АСПО

 

3.2 Анализ борьбы с солеотложениями по ТПП «Урайнефтегаз»

 

 

Объемы работ,  выполненные группой солеотложения  лаборатории коррозионных исследований Урайского ЦНИПР в 2008 году

Таблица 3.4

Наименование выполняемых работ	Количество анализов              в 2007 г		Количество анализов                  в  2008 г
	план	факт	план	факт
Определение   состава отложений	345	335	300	274
Определение остаточного содержания ингибиторов солеотложения со скважин	549	550	200	270
Определение эффективности ингибиторов  солеотложения	38	35	20	32
Определение эффективности ингибиторов парафиноотложения	62	60	20	41
Подбор эффективных концентраций ингибитора парафиноотложений (исследовательские работы)	215	112		131
Определение склонности воды к солеобразованию (прогнозирование)	191	210	30	107

 

 

 

 

3.2.1. Осложненный фонд

 

На 01.01.09 г. фонд скважин, осложненный  отложениями карбонатного типа по ЦДНГ ТПП «Урайнефтегаз», составил  209 скважин (УЭЦН-189, ШГН-20), по ХМНГГ ТПП «Урайнефтегаз» составил  60 скважин (УЭЦН-54, ШГН-3, ФОН-1, АНС-2).  По сравнению  с 2007 г. фонд ЦДНГ ТПП «Урайнефтегаз» увеличился на 6,09%,  а фонд ХМНГГ  ТПП «Урайнефтегаз» - на 39,5%

 

Динамика изменения солевого фонда ЦДНГ ТПП «Урайнефтегаз» за период 2004 - 2008 гг.                                                                                                                             

 

    Таблица 3.5

Наименование	Ед. изм.	2004 (01.01.2005)	2005 (01.01.2006)	2006 (01.01.2007)	2007 (01.01.2008)	2008 (01.01.2009)
Солевой фонд, всего	скв.	163	179	205	197	209
УЭЦН	скв.	137	160	180	166	189
УШГН	скв.	23	19	25	31	20
ФОНТ	скв.	-	-	-	-	-
Обработки скважин ингибитором солеотложения,  всего:	Скв/оп	3160	3777	3182	3064	3325
В т. ч.      в затрубье		3077	3669	3122	2958	3255
Закачка в пласт при ПРС		83	108	60	106	70
Объем используемого ингибитора солеотложений	тн	188	254,6	231,9	230,3	227,7
Отказы  по причине солеотложения, всего	скв.	13	1	5	7	13

 

 

 

 

 

 

 

Фонд скважин, осложненный  отложением солей по цехам ТПП  «Урайнефтегаз»

                                                                                                                                  Таблица 3.6.

№пп	ЦДНГ	ЭЦН		ШГН		Всего
		01.01.08г.	01.01.09г.	01.01.08	01.01.09	01.01.08	01.01.09
1	ЦДНГ-2	25	27	2	2	27	29
2	ЦДНГ-3	34	41	0	0	34	41
3	ЦДНГ-4	38	43	7	3	51	46
4	ЦДНГ-6	43	44	14	10	60	54
5	ЦДНГ-7	13	20	4	2	17	22
6	ЦДНГ-8	13	14	4	3	16	17
	Итого:	166	189	31	20	197	209

 

Фонд скважин, осложнённых  отложением солей на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз»   на 01.01.2009 г.

Таблица 3.7

ЦДНГ-2
ЭЦН-		140Р		448	451		634		642		658		678			691*				701	702			714	716
		778		789	807		852		898		968		992			1308				1311	1317			1341	1350
		7069		7020	767
ШГН-		1145		850
ЦДНГ-3
ЭЦН-		33р		1020	1055		1056		1067		1087		1091			1092				1113	1420			1421	1519
		1524		1553	1566		1591		1595		1692		1717			1721				1744	1754			1757	1802
		1807		1818	1833Г		1845		1894		1918		1940			1949				3945	3956			3965	3976
		3982		10517Р	1520		1806		3977
ЦДНГ-4
ЭЦН-		2004		2009	2019		2024		2042		2062		2064			2078				2104	2118			2148	2152
		2168		2174	2183		2186		2189		2197		2198			2203				2312	2339			2341	2342
		2426		2435	2438		2439		2447		2455		2493			4021				4050	4063			4066	4079
		4109		4132	10428Р		10017Р				2158		2418			4104
ШГН-		2064		4039	4047
ЦДНГ-6
ЭЦН-		5001		5020	5040		6033		6064			6082			6120			6127		6146		6156		6160	6176
		6195		6205	6222		6249		6254			6261			6264			6309		6376		6440		6448	6452
		6489		6527	6528		6534		6539			6554			6684			6690		6811		7073		7077	7578
		10092Р		10148Р	10156Р		10160Р		7585			10306Р						6188		6462
ШГН-		5052		6150	7410		7451*		7527			7555			10143Р				10144Р				10177Р		10431Р
ЦДНГ-7
ЭЦН-		7283		7677	7694		7894		8077		8310		8338				8339			8377	8431			8444	8445
		8891		9071	9145		9241		9487		9144		10636Р				8545
ШГН-		9058		9339
ЦДНГ-8
ЭЦН-		1213		1226	1243		3542		3209		3270		3271			3385				3389	3391			3799	4572
		10120Р		5525
ШГН-		1220		1224	3234
451	720		2439			3542		6811		8445				Скв. включенные в солевой фонд по расследованию отказов ГНО отказы по солям в 2006 г
10269Р	8545

 

 

 

3.2.2. Отказы ГНО по причине солеотложения

 

       За 2008 год  по причине солеотложения произошло  13 отказов  (3 отказа в 2007 году), которые по данным скважинам зафиксированы впервые.

1. Скв. 451 (ЦДНГ-2) (ЭЦН). Скважина остановлена после 125 суток наработки. При разборе оборудования обнаружен заклин обеих секций насоса. При разборе: мех. примеси в секциях насоса. Износ нижних текстолитовых шайб до 1мм, круговой износ ступиц рабочих колес до 0.2мм. ПЭД, ГЗ, кабель в рабочем состоянии. При эксплуатации: Нд=1025м, Qж=30м3/сут, Рзаб=44атм, Рпр=85атм. Предыдущий отказ Э-25 - 58сут, заклин. Состав отложений: АСПО-1.3%, Fe2O3-7%, др.полуторные окислы-3%, FeCO3-3%, CaCO3 + MgCO3- 86%. Причина отказа - заклин ЭЦН. Скважина включена в осложнённый фонд и обрабатывается ингибитором солеотложений.
2. Скв. 720 (ЦДНГ-2). С наработкой 0 суток, согласно заключения комиссии 13.06.08. дала отказ по причине солеотложения. При расследовании установлено следующее: механическое повреждение кабеля кол. 2шт на длине L=7-13м от кабельной муфты. На графике движения бригад ПРС принята замена УЭЦН. Снижение изоляции кабеля произошло при спуске УЭЦН в интервале 1200 м (задир кабеля). 14.06.08. при СПО печати посадка на г<span class="Normal__Char" style=" font-family: 'Times New Roma