АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НА ОРЕХОВО-ЕРМАКОВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ХМАО)

За 2011 г. произошло снижение МРП с 512 до 383 суток. Уменьшение МРП по мехфонду на 129 суток связано с проведением в 2011 г. большего количества ремонтов в сравнении с 2010 г. (т.к. МРП считается за скользящий год). Данный график приведен на рис. 5.2. Динамика ремонтов выглядит:4 кв.2010 г.- среднемесячное количество ремонтов - 153 шт.1 кв.2011 г.- среднемесячное количество ремонтов - 136 шт.2 кв.2011 г.- среднемесячное количество ремонтов - 192 шт.3 кв.2011 г.- среднемесячное количество ремонтов - 164 шт.4 кв.2011 г.- среднемесячное количество ремонтов - 183 шт.

Межремонтный периодНа графике распределение межремонтного периода видно, что на период с январь по декабрь 2011 г. межремонтный период уменьшился за счет большого количества ремонтов. Рис. 5.2. Динамика МРППричины снижения МРПРост количества ремонтов произошел во 2-4 кв. 2011 г.

Это связано с несколькими причинами:

1. Увеличение количества ремонтов в период с февраля по апрель 2011 г. на фонде скважин отказавших в период с декабря 2010 г. по февраль 2011 г. из-за неблагоприятных метеоусловий в начале 2011 г. (Динамика фонда прилагается.)

2. Увеличение количества геолого-технических мероприятий (ГТМ).Оптимизации: 2010 г. - 130 скв., 2011 г. - 155 скв.Гидравлический разрыв пласта (ГРП): 2010 г. - 65 скв., 2011 г. - 123 скв.

Следствием данных мероприятий явилось увеличение преждевременных отказов, увеличения ремонтов и уменьшения МРП.В среднем, из общего кол-ва преждевременных отказов 61% произошел на скважинах с проведенным ранее ГРП.

3. Остановки под подземный ремонт скважин (ПРС) работающего фонда скважин с высокой наработкой для смены подземного оборудования и приведения в соответствие с приточной характеристикой скважины. В сентябре было проведено 13 таких ремонтов.В октябре - 15 ремонтов.В ноябре - 23 ремонта.В декабре - 27 ремонтов.

5.1.2. Отказы УЭЦНИз графика (рис. 5.3) следует, что увеличение отказов произошло по всем пластам (по сравнению с началом 2011 г.). По группе Ю на 14 (25%), по группам пластов А и Б увеличение количества отказов составило 26 (45%) и 4 (17%) соответственно. Рис. 5.3. Динамика количества отказов по группам пластовИз динамики преждевременных отказов (рис. 5.4) видно, что основное увеличение количества преждевременных отказов также произошло по пластам группы Ю, на 18 (46%), на пластах группы А - 12 (44%). На пластах группы Б увеличения не произошло.

Рис. 5.4. Динамика преждевременных отказов по группам пластов

Рассматривая общее количество отказов УЭЦН за 2010 и 2011 гг. видно, что основная доля отказов УЭЦН произошла на пластах группы А и Ю (рис. 5.5).Рис. 5.5. Отказы по группам пластов

Рассматривая общее количество преждевременных отказов УЭЦН за 2010-2011 гг. видно, что основная доля преждевременных отказов УЭЦН произошла на пластах группы Ю (рис. 5.6).Рис. 5.6. Преждевременные отказы по группам пластов

На графике (рис. 5.7) видно, что количество отказов распределились следующим образом: большинство преждевременных отказов приходится на пласты гр. Ю - 492 отказа, на пласты группы А - 423 отказа, а пласты группы Б всего 83 отказа.

На графике (рис. 5.8) видно, что отношения преждевременных отказов ко всем отказам распределились следующим образом: большинство приходится на пласты группы Ю - 73%, на пласт группы А - 48% и на пласт группы Б - 33%.Рис. 5.7. Количество отказов и преждевременных отказов по группам пластов

Рис. 5.8. Распределение отношения преждевременных отказов ко всем отказамНа графике (рис. 5.9) видно, что отношение отказов к действующему фонду по группам пластов распределились следующим образом: пласт группы А - действующий фонд 460 скв., отказов - 882; пласт группы Ю - фонд 139скв, отказов - 679; пласт группы Б - фонд 269 скв, отказов - 253.Рис. 5.9. Отношение отказов к действующему фонду по группам пластов

На графике (рис. 5.10) видно, что отношение преждевременных отказов к действующему фонду по группам пластов распределились следующим образом: пласт группы А - действующий фонд 460 скв., отказов - 423; пласт группы Ю - фонд 139 скв., отказов - 492; пласт группы Б - фонд 269 скв., отказов - 83.Рис. 5.10.

Отношение преждевременных отказов к действующему фонду по группам пластов

В 2011 г. произошло 998 преждевременых отказов. Отказы распределились по причинам следующим образом:1) Заклинивание насоса, засорение - 402 отказа, что составляет 40% от общего числа.2)

Оплавление удлинителя - 97 отказов, что составляет 10% от общего числа. 3) R-0 ПЭД - 91 отказ, что составляет 9% от общего числа.4) Слом вала насоса - 58 отказов, что составляет 6% от общего числа.5) R-0 кабеля - 229 отказов, что составляет 23% от общего числа.6) Слом вала газосепаратора - 39 отказов, что составляет 4% от общего числа.7) Полет УЭЦН - 21 отказ, что составляет 2% от общего числа.8) Негерметичность НКТ- 61 отказ, что составляет 6% от общего числа.

Количество скважин отказавших после ГРП 439 отказов, что составляет 45% от общего числа.

На диаграмме (рис. 5.11) видно, основное количество преждевременных отказов 402(40%), происходило по причине заклинивания и засорения насоса, вследствие повышенного выноса механических примесей из пласта которое составляет более 200мг/л, что не удовлетворяет техническим требованиям УЭЦН.

Также основными причинами являются отказы кабельной линии (снижение изоляции кабеля - 223 (23%), оплавление удлинителя - 97(10%), которые происходят, в основном, из-за низкого притока жидкости из пласта, снижение сопротивления погружного электродвигателя (ПЭД) - 91 (9%), не герметичность НКТ - 61 (6%), слом вала насоса и газосепаратора соответственно 58 (6%) и 39 (4%), полет УЭЦН 21 (2%).Рис.5.11. Распределение причин преждевременных отказовКак видно из графика (рис. 5.12.) наибольшее количество мехпримесей наблюдается в жидкости, добываемой из пластов гр. ЮВ.

Среднее кол-во мехпримесей составляет более 200 мг/л, что не удовлетворяет техническим требованиям УЭЦН (стандартного исполнения), соответственно происходит снижение срока службы УЭЦН (засорение, износ рабочих органов, заклинивание.Рис. 5.12. Среднее количество мех.примесей по группам пластов5.1.3. Распределение, динамика количества скважин и причины отказов ЧРФИз графика (рис. 5.13) видно, что большинство скважин часто ремонтируемого фонда, эксплуатируются на пласты группы Ю.Рис. 5.13.

Распределение ЧРФ, по группам пластов за 12 месяцев 2011 гПо диаграмме (рис. 5.14) видно, что за 2011 г количество скважин часто ремонтируемого фонда увеличилось. Большинство из этих скважин эксплуатируется на пласты группы Ю. Рис. 5.14. Динамика количества скважин ЧРФРаспределение причин отказов ЧРФРис. 5.15. Распределение причин отказовПо диаграмме (рис. 5.15) видно, что основной причиной отказов на часто ремонтируемом фонде скважин является заклинивание и засорение ЭЦН 249(45%), следствие выноса мех. примесей из пласта в процессе эксплуатации которое составляет более 200мг/л, что не удовлетворяет техническим требованиям УЭЦН. Также основными причинами являются отказы кабельной линии (снижение изоляции кабеля - 99 (18%), оплавление удлинителя - 39 (7%), которые происходят, в основном, из-за низкого притока жидкости из пласта, снижение сопротивления погружного электродвигателя (ПЭД) - 43(8%), слом вала насоса 38 (7%) и слом газосепаратора 21 (3,8%).

5.1.4. Оптимизации режима работы скважин

На графике (рис. 5.16.) видно, что количество оптимизации режима работы скважин составило на 2010-2011 гг итого - 221 скважина. Прирост составил 4518 т/сут. Средний прирост - 20 т/сут 12мес. 2010 года - 185 скважин. Прирост составил 3296 т/сут. Средний прирост - 17,8 т/сут.Рис. 5.16. Динамика режима работы скважин5.2. Обоснование выбора эксплуатации скважин УЭЦН

Согласно рекомендуемого варианта разработки максимальные показатели добычи будут достигнуты в 2013 году: годовая добыча нефти составит 951,1 тыс.т., средний дебит добывающих скважин по жидкости - 55 т/сут, по нефти - 4 т/сут. Согласно рассчитанным технологическим показателям разработки, средние дебиты жидкости действующих добывающих скважин составят: пласты АВ22, АВ3, БВ101, ЮВ11, ЮВ12 - 25-40 т/сут, пласты АВ13+АВ21, АВ4, АВ6, АВ7 - 60-180 т/сут., для данных пластов в качестве способа эксплуатации рекомендуется использовать электроцентробежные погружные насосные установки.

Рекомендуется использовать установки с подачами 30-200 м3/сут. и напорами 1500-2200 м.На рис. 5.17-5.19 приводятся расчетные допустимые давления на приеме ЭЦН в зависимости от обводненности продукции скважин, для текущих газового фактора и давления насыщения. Устойчивая и надежная работа глубиннонасосного оборудования будет обеспечена при предельном газосодержании на приеме УЭЦН равном 0,3 без газозащитных устройств и 0,7 - с газосепаратором.

Анализ зависимостей показывает, что при текущей обводненности продукции средние фактические показатели лежат выше допустимых для эксплуатации скважин электроцентробежными насосами как с газосепараторами, так и без них, что свидетельствует об имеющихся резервах снижения давления на приеме в среднем на 1,3-2,8 МПа. На рис. 5.20-5.22 приводятся зависимости забойных давлений для ЭЦН от обводненности продукции скважин.

Как видно их рисунков ЭЦН обеспечивают поддержание проектного забойного давления во всем диапазоне обводненности, согласно расчетам, фактические забойные давления пластов БВ и ЮВ находятся на уровне 0,8 от давления насыщения, а у пластов группы АВ существует возможность оптимизации забойного давления на 1-1,2 МПа.Рис. 5.17. Зависимость расчетного допустимого давления на приеме ЭЦН от обводненности скважин пластов группы АВ Рис. 5.18. Зависимость расчетного допустимого давления на приеме ЭЦН от обводненности скважин пластов БВ Рис. 5.19. Зависимость расчетного допустимого давления на приеме ЭЦН от обводненности скважин пластв ЮВ Рис. 5.20. Зависимость забойного давления от обводненности продукции скважин пластов АВ оборудованных ЭЦНРис. 5.21. Зависимость забойного давления от обводненности продукции скважин пластов БВ , оборудованных ЭЦН Рис. 5.22. Зависимость забойного давления от обводненности продукции скважин пластов ЮВ , оборудованных ЭЦННе следует забывать, что при чрезмерном снижении забойного давления (например, при Рзаб<Рнас) может произойти необратимое снижение продуктивности скважин.

Этот факт следует учитывать при эксплуатации рассматриваемого месторождения. На рис. 5.22 приводится зависимость допустимого забойного давления от текущего пластового давления для механизированного фонда скважин Орехово-Ермаковского месторождения.Рис. 5.22. Зависимость допустимого забойного давления от текущего давления пластов.

Выбор величины забойного давления по скважинам должен производиться индивидуально с проведением мониторинга за депрессиями и выносом мехпримесей из пласта и скважины. ЭЦН во всех диапазонах обводненности позволяют достичь необходимых депрессий и проектных значений забойных давлений.

С целью увеличения эффективности эксплуатации скважин ЭЦН и повышения их наработки на отказ рекомендуется: осуществлять подбор группы исполнения внутрискважинного оборудования в соответствии с категорией скважины в зависимости от наличия тех или иных осложняющих факторов (мехпримеси, соли, парафины, агрессивная среда и т.д);осуществлять ремонт НКТ с нанесением упрочняющего покрытия на резьбовую часть;для повышения уровня контроля за работой установок ЭЦН использовать ПЭД с телеметрической системой; на скважинах с выносом мехпримесей и проппанта осуществлять установку фильтров под ЭЦН на пакере;на полетоопасных скважинах использовать газосепараторы с абразиво- и коррозионностойкой корпус-гильзой; ужесточить контроль за бригадами текущего и капитального ремонта в части СПО и отбраковки НКТ со стороны УДНГ и службой супервайзинга.

Продолжить использование установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) с кожухом для улучшения охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД) на скважинах с низкой продуктивностью и диаметром. ЭК - 168 мм.Для контроля параметров работы установок, вывода на режим и возможности регулирования режима работы продолжить установку станций управления (СУ) с частотным преобразователем скважинным (ЧПС).Продолжить использование фильтров и ПСМ-114 для очистки пластовой жидкости, для предотвращения попадания механических примесей в УЭЦН.Увеличение количества применяемых импортных УЭЦН на скважинах Орехово-Ермаковского месторождения. Использование износостойких насосов в скважинах с повышенным выносом мехпримесей.

Внедрить эффективную программу для подбора УЭЦН к скважине.5.3. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин5.3.1. ПарафиноотложенияПоскольку нефти месторождения относятся к категории парафинистых, может происходить отложение парафина в лифтовых трубах, наземных трубопроводах и аппаратах.

Парафинизация оборудования связана с охлаждением газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой жидкости и теплообмена. Наиболее интенсивен процесс парафиноотложения в скважинах с низкими дебитами, незначительной обводненностью продукции, высоким газовым фактором, высокой температурой насыщения нефти парафином, высокой температурой плавления парафина, при значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ, церезинов. Чем больше содержание парафина в нефти, тем выше температура насыщения нефти парафином, а значит, быстрее достигается равенство температур насыщения нефти парафином и газонефтяного потока, при котором реализуется процесс парафинизации оборудования.

Наиболее прогрессивным способом борьбы с парфиноотложением является химический способ с использованием ингибиторов и удалителей парфиноотложения.

Сравнительные лабораторные и промышленные испытания отечественных ингибиторов с зарубежными показали, что по эффективности предупреждения отложения АСПО реагенты отечественного производства не уступают лучшим образцам зарубежных фирм.В качестве ингибиторов парафиноотложения применяется целый спектр реагентов СНПХ-7212, СНПХ-7401, СНПХ-7215 и др., а также удалители: гексановая, бензиновая фракция с добавлением кубовых остатков производства бутиловых спиртов (РПС-67), СНПХ-7р-8, толуольная фракция и др. Исходя из реагентов, применяемых в регионе, можно рекомендовать ингибиторы: СНПХ-7401, ИПС-2, а также удалители: гексановую, бензиновую фракцию с добавлением кубовых остатков производства бутиловых спиртов (РПС-67).Для оптимальных режимов работы скважин, исключения из простоя по причине парафиноотложения необходимо:1. Скважины с интенсивной парафинизацией оборудования, где межочистной период изменяется от 5 до 20 суток, обрабатывать ингибиторами парафиноотложения типа СНПХ, ИСП по методу непрерывного дозирования с помощью насосов типа НД, УДС, УДЭ.2. Скважины с невысокой интенсивностью парафинизации, у которых межочистной период изменяется от 20 до 30 суток, рекомендуется обрабатывать удалителями. Для скважин оборудованных ЭЦН на одну обработку требуется 4-6 м3.При организации работ по защите скважин реагенты следует применять по технологии, изложенной в РД 39-0148070-270-88Р "Технология удаления и предотвращение образования парафиноотложений в нефтепромысловом оборудовании".3. Для своевременного выявления парафиноопасных скважин необходимо оборудовать малодебитные скважины с незначительной обводненностью термокарманами для замера устьевых температур.4. Целесообразно продолжить испытания новых технологий или ускорить внедрение прошедших апробацию в других регионах. К таковым относятся магнитные устройства для обработки жидкости (МОЖ) разработки ОАО «Оренбургнефть».

Помимо магнитных устройств для профилактики и борьбы с АСПО в скважинах возможно применение эмалированных НКТ, ингибиторов парафиноотложений СНПХ-7920М, СНПХ-7912М, ингибитора комплексного действия СНПХ-7941, а для скважин с ШГН - штанговращатель ШВ-08-01 (ОАО «Буланашский машзавод») и штанги насосные со скребками-центраторами (ОАО «Очерский машзавод»).5.3.2. СолеотложенияПри эксплуатации скважин Орехово-Ермаковского месторождения наблюдается отложение солей на погружном оборудовании. Для предупреждения солеотложения на месторождении используются технологии периодической закачка ингибитора солеотложений Нарлекс Д 54 и спуск контейнера с ингибитором солеотложений.Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.Выпадение осадков происходит в результате смешения разнотипных вод, заключенных в нефтяной залежи и закачиваемых в систему ППД. Предсказание возможных последствий гидрохимической несовместимости вод является сложной задачей.

В ряде случаев причиной отложения солей служит нарушение карбонатного равновесия вследствие изменения термобарических параметров. Интенсивность осадкообразования при этом увеличивается с повышением температуры и уменьшением давления. Более интенсивное отложение солей наблюдается в трубах малого диаметра (до 50 мм), в задвижках, клапанах, переходных патрубках, что обусловлено повышенной турбулизацией в этих местах газожидкостного потока. В скважинах, оборудованных ЭЦН, отложения солей обнаруживаются на сетке насоса, поверхности погружного электродвигателя, валах насоса, токоведущем кабеле.

Для предупреждения отложения солей существуют технологические, физические и химические методы.К технологическим методам относятся: правильный выбор источников водоснабжения для поддержания пластового давления; увеличение скорости водонефтяного потока в трубах; использование труб, оборудования с полимерными покрытиями.

Физические средства профилактики солеобразования основаны на обработке добываемого флюида магнитными, электрическими и акустическими полями. Физические методы обеспечивают локальный эффект.

Наиболее прогрессивным методом борьбы с солеотложением является химический метод с использованием ингибиторов солеотложений. К ингибиторам отложения солей предъявляются следующие требования: реагенты должны быть совместимы с минерализованной водой; иметь низкие температуры застывания, вязкость и коррозионность; обладать хорошими адсорбционно-десорбционными характеристиками, температурной устойчивостью, минимальной токсичностью; ингибиторы не должны оказывать побочные действия на другие химические реагенты, применяемые в нефтедобыче.

В настоящее время разработано большое количество ингибиторов солеотложения, лучшие из них прошли испытания на месторождениях Западной Сибири.Для предотвращения отложения солей в скважинах месторождения рекомендуется использование ингибиторов серии СНПХ, ОЭДФ-МА, Серво-367, Нарлекс Д 54.5.3.3. Коррозия

Наибольший вклад в процесс электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионно-агрессивные газы - кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими агентами. Пластовые воды содержат растворенный углекислый газ. Повышению содержания углекислого газа способствуют кислотные обработки, жизнедеятельность углеводородокисляющих бактерий (УОБ).Появление сероводорода в нефтепромысловых жидкостях связано с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Совместное присутствие даже малых количеств углекислого газа, кислорода и сероводорода резко увеличивает скорость локальной коррозии оборудования.

Способы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования разделяются на 4 группы: механические; магнитные; химические; биологические.Некоторые сведения о технологиях и их разработчиках приводятся в таблице 10.6.Перспективно использование металлических труб с внутренним покрытием, а также неметаллических труб. На сегодняшний день основным видом защиты является ингибирование. Технологические жидкости (кислотные составы, растворы глушения, вода для опрессовки и т. д.), контактирующие с металлическим оборудованием, должны использоваться только в ингибированном виде.