Концепция управления техническим состоянием и повышение надежности промыслового оборудования Астраханского газоконденсатного месторождения

Актуальность проблемы. Пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) состоит из следующих основных компонентов: газовые углеводородные компоненты С1-С4 до 60% молнеуглеводородные компоненты {HjS — до 30% мол, СО2 — до 15% мол.) — жидкие углеводородные компоненты (конденсат) в количестве 260 г/нм газа сепарациисероорганические соединения (в пересчете на серу) до 10 г/нм3 газа сепарации, меркаптаны — до 2,21 г/нм3 газа сепарациис газом выносится вода (пластовая и техногенная) — до 120 см3/нм3 газа сепарации, которая по своему составу в основном относится к хлоркальциевому типу. Общая минерализация воды доходит до 100−120 г/л, плотность до 1,06 г/см3. Перспектива и актуальность темы настоящей работы заключается в том, что объемы добычи на Астраханском газокоиденсатном месторождении на сегодняшний день составляют менее 4% от начальных геологических запасов, утвержденных ГКЗ, и от дальнейшей правильной разработки и эксплуатации месторождения зависит экономическое благополучие целого региона. Если дополнить картину аномально высокими пластовыми термобарическими и коррозионными условиями при добыче и сборе сырьевого флюида, то становится понятным, почему на АГКМ необходима разработка особых средств и методов обеспечения концепции управляемости техническим состоянием и надежности промыслового оборудования.

Ввиду вышеперечисленных особенностей эксплуатации техно-природного комплекса АГКМ, концепция управления техническим состоянием, средства и методы повышения надежности промыслового оборудования, применяемые на сегодня в том виде, в каком они представлены в инструкциях и других источниках, практически невозможно применить в условиях ООО «Астраханьгазпром». При столь высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода, который является не только коррозиопиоагресеивным компонентом, но и сильным нервно-паралитическим ядом, концепция управления техническим состоянием промыслового оборудования должна быть настолько совершенной, чтобы не допускать даже малейших утечек газа. Соответственно, вновь разрабатываемые средства и методы повышения надежности промыслового оборудования совершенствуют и концепцию управления им. В работе предлагаются системные решения данных вопросов.

Цель работы. Совершенствование концепции управления техническим состоянием промыслового оборудования АГКМ, включая повышение его надежности.

Основные задачи исследовании.

1.Ha основании обобщения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований произвести оценку технического состояния, средств и методов повышения надежности газопромыслового оборудования АГКМ.

2. Разработать и обосновать концепцию управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, включая средства и методы повышения его надежности для условий добычи высокоагрессивного флюида.

3. Усовершенствовать средства и методы управления техническим состоянием и повышения надежности промыслового оборудования.

4. Определить техническое состояние и оценить ресурс газопромыслового оборудования после применения усовершенствованных средств и методов управления им и повышения его надежности.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решены путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием, в том числе, промыслового стенда изучения защитного действия ингибиторов коррозии и участков полевых коррозионных испытаний металлоизделий и промыслового оборудования. Обработка результатов, а также оценка их применимости и точности производилась в соответствии с РД 03−418−01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов», ГОСТ Р 51 901;2002 «Управление надежностью». Анализ риска технологических систем", ГОСТ 9.908−85 «Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости», «Методическими указаниями по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности» (1996 г.).

Научная новизна. На основании оценки технического и коррозионного состояния промыслового оборудования на начальной стадии разработки АГКМ проведён анализ и прогноз риска опасного производственного объекта — газодобывающей скважины.

Разработана, обоснована и опробована концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности газопромыслового оборудования, работающего в условиях АВПД и высокой агрессивности пластовых флюидов.

Создана модель управления ресурсом безопасности эксплуатации газодобывающей скважины.

Предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства, способ и состав для герметизации затрубного пространства, способ изоляции подошвенных вод и состав для обработки призабойиой зоны пласта.

Основные защищаемые положения.

1. Концепция управления техническим состоянием газопромыслового оборудования, работающего в аномальных термобарических и физико-химических условиях пластовых систем.

2. Результаты экспериментального обоснования применения ингибиторов коррозии газопромыслового оборудования в условиях высокоагрессивных сред АГКМ.

3. Новые составы и технологии восстановления герметичности межколонного и затрубного пространства, изоляции подошвенных вод и обработки призабойной зоны пласта.

Практическая ценность н реализация результатов работы. Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, концепции и модели управления, новые составы и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе при эксплуатации АГКМ. Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволили значительно повысить надёжность работы газопромыслового оборудования, увеличить межремонтный период работы скважин, снизить энергои материалоёмкость производственных процессов добычи и подготовки газа и конденсата, а также дополнительно добыть 21,98 млн. м3 газа и 7,69 млн. т конденсата. Прибыль предприятия от внедрения технологий составила 5,1 млн руб.

Апробация результатов исследования. Основные положения диссертационной работы доложены на: научно-технических советах предприятия ООО «Астраханьгазпром" — научно-техническом совете РАО «ГАЗПРОМ», секция «Защита от коррозии трубопроводов и оборудования», Астрахань, апрель, 1998 г.- III Международном конгрессе «Защита 98», Москва, июнь, 1998 г.- 3-й научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 27−29 января 1999 г.- Международной научно-технической конференции «Анализ диагностических работ за 1998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром» и перспективы их совершенствования в 1999 году на примере ОНГКМ», Оренбург, 27−28 февраля 1999 г.- научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах», Анапа, май 2000 г.- научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности ингибиторов коррозии», Оренбург, май 2000 г.- Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона», Астрахань, 2−6 октября 2000 г.- Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 20−24 ноября 2000 г.- научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ», «Пути совершенствования методики и организации исследований на кондепсатность в ОАО «ГАЗПРОМ», Ухта, ноябрь 2001 г.- IV Международной научно-технической конференции «Диагностика оборудования и трубопроводов подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», Оренбург, 2002 г.- научно-техническом совете ОАО «ГАЗПРОМ» «Научно-технические решения по повышению эффективности защиты от коррозии магистральных газопроводов, труб, оборудования газовых промыслов и ГПЗ по результатам диагностики и коррозионного мониторинга, анализ и разработка НТД», Екатеринбург, октябрь 2002 г.- научно-техническом совещании по проблеме межколонпых давлений на Астраханском ГКМ, Астрахань, п. Аксарайский Красноярского р-на Астраханской области, 26−28 ноября 2002 г.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 20 печатных работах и 5 патентах РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав и заключения. Объём работы составляет 129 страниц машинописного текста, содержит 17 таблиц, 37 рисунков и список использоваппых источников из 88 наименований.

Заключение

.

На основе выполненного анализа работы эксплуатационного фонда скважин установлены основные причины проведения капитальных ремонтов скважин: негерметичность элементов подземного оборудования (47%), осложнения при освоении скважин (29%), негерметичность насосно-компрессорных труб (12%) и технологические причины (обрыв каротажного кабеля, негерметичность уплотнений и т. д. — 12%).

Установлены закономерности распределения интенсивности коррозионных поражений НКТ по стволу скважин, бывших в капитальном ремонте, в зависимости от продолжительности их эксплуатации.

Анализ отказов подземного оборудования по фактам проведения капитальных ремонтов показал, что 38% их приходится на пакеры, по 25% — на клапаны-отсекатели и циркуляционные клапаны и 12% — на расходные муфты.

По результатам проведённого комплекса лабораторных исследований и промысловых испытаний рекомендован к применению на АГКМ ингибитор коррозии Dodigen 4481 — 1 сопс. (с добавлением деэмульгатора), который показал высокие защитные свойства: скорость общей коррозии — не более 0,01 мм/год, величина остаточной пластичности проволочных образцов-свидетелей — 90−95%, поток водорода через активную поверхность водородного зонда менее 0,02 см /см хсут.

Проведена системная идентификация предельных (опасных) состояний скважин астраханского ГКМ в процессе их эксплуатации, послужившая системной основой для разработки адекватных мер для их решения и предупреждения. Оценена вероятность эксплуатации опасного промыслового объекта — скважины — в зоне недопустимого риска.

Разработана концепция управления техническим состоянием и повышения надёжности промыслового оборудования АГКМ, включающая комплекс организационно-технических и геолого-технологических мероприятий по материальному и конструктивному исполнению лифтовых колонн и подземного оборудования, повышению надёжности обвязки устья скважин, увеличению эффективности ингибиторной защиты, эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонными давлениями.

В рамках реализации данной концепции предложены и защищены патентами РФ способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины, способ и состав для герметизации затрубного пространства скважины, способ изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе, состав для обработки призабойной зоны пласта.