Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.2.

 

Таблица 3.2. Эффективность МУН применяемых на месторождении

№ п/п	Метод, технология	Количество, скв./обр.	Доп.добыча нефти, т.т.
1   2 3	Химические МУН ОПЗ добывающих скважин Гидродинамические МУН Физические МУН	87/95 49/50 84 12	258,2 66,65 106,04 48,14

 

За текущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций) дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора и циклической закачки (ГМУН) – 106,04 т.т.

 

 

2. Анализ технологических показателей фонда скважин, оборудованных УЭЦН

 

В настоящие время добыча нефти на Южно - Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом.

На 01.01.2002 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин.

В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что на 01.01.2002 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составляет 334 скважины.

Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 83м3/сут, по нефти 31,3 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15м3/сут, по нефти 1,9 т/сут.

На долю УЭЦН приходится 63% эксплуатационного фонда. Наибольшие количество установок приходится на ЭЦН-50, затем ЭЦН-80 и ЭЦН-40. На участке используются также импортные установки DN-280, DN-450, DN-610, DN-800. Фонд скважин оборудованных УЭЦН эксплуатируется со сравнительно высокими динамическими уровнями и требует значительной оптимизации. Наибольшею оптимизацию в целом на участке необходимо провести по фонду отечественных установок. Глубина подвески насосных установок составляет в среднем 1600-2100 метров.

В фонде скважин, оборудованных ШГН, на долю отечественных ШГН приходится 89% скважин, на долю импортных 10%. Хотя по ШГН динамические уровни в целом достаточно низкие, здесь имеется потенциал для их оптимизации. Используются как не вставные, так и вставные ШГН. Станки-качалки типа СКД и импортные Vulcan. Глубина подвески ШГН составляет 1100-1600 метров. Используются также хвостовики.

Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи нефти на механизированный способ.

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.

 

 

3. Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

 

По результатам работы фонда ЭЦН основными причинами снижения наработки на отказ в условиях Южно - Ягунского месторождения является:

1. старение оборудования скважин;
2. увеличение осложненного фонда скважин;
3. рост малодебитного фонда скважин.

Старение оборудования скважин, в первую очередь сказывается на герметичности НКТ. Из 29 ремонтов ЭЦН, не отработавших гарантийный срок, 3 отказа связано с не герметичностью НКТ. Не герметичности обычно выявляются на НКТ73В, и их характер – отверстия (трещины) по телу. Реальный единственный способ борьбы с этим является замена НКТ на новые.

При работе со скважинами, оборудованными ЭЦН, факторами, осложняющими их эксплуатацию в наших условиях, являются АСПО, механические примеси и солеотложения.

За год фонд ЭЦН, осложненных парафиноотложениями, составляет 74 скважины. Механизм борьбы с ними является механический способ, т.е. спуск механических скребков, но он не совершенен, так как возникают проблемы со скребками, особенно в зимний период (полеты и прихваты) и невозможно их спускать при низких температурах. Для предотвращения полетов скребков, начали внедрять противополетные муфты. В дальнейшем, по мере роста малодебитного фонда скважин проблема парафиноотложений будет усугубляться, и сегодня ясна необходимость отработки других способов по борьбе с данной проблемой.

При эксплуатации скважин на Южно- Ягунском месторождении становится вынос механических примесей. Они влияют в первую очередь на износ рабочих органов. По этой причине в ЦДНГ – 1 отказала одна установка и его наработка на отказ составила 266 суток. В большинстве случаев, это скважины, на которых недавно была проведена оптимизация работы скважины. На данный момент эта проблема решается путем перехода на износостойкое оборудование. Следующая по актуальности проблема при эксплуатации скважин становится солеотложение. Так в течение 2001 года по этой причине по ЦДНГ-1 отказало 2 установки со средней наработкой 174суток. Борются с этой проблемой путем обработок:

• обработка ПЗП;
• закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство рабочей скважины.

Проведем некоторый анализ за 2001 год и выведем основные причины отказов УЭЦН. За 2001 год по причинам отказа УЭЦН подняли 29 установок. Причины отказа были следующими: снижение изоляции, снижение подачи, нет подачи, и по причинам проведения геолого-технических мероприятий. На (рис. 3.1) показаны основные причины подъемов УЭЦН.

 

Рис. 3.1 Основные причины подъемов УЭЦН.

Рассмотрим эти отказы более подробно, т.е. из-за чего они возникают.

Снижение изоляции может происходить по следующим причинам: порыв диафрагмы компенсатора, некачественный ремонт гидрозащиты, повреждения кабеля, полеты как по узлам УЭЦН, так и по узлам подвески. Эти причины выясняются непосредственно при смене насоса или при расследовании его, т.е. в процессе его разборки.

Снижение подачи возникает по следующим основным причинам: износ рабочих органов, слом вала, солеотложения, негерметичность НКТ.

 

 

3.4 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

 

По фонду УЭЦН было произведено 493 ремонтов в т.ч. 206,5 не отработавших гарантийный срок, или 41,89%.( 1998 год -142 ремонтов т.ч. не отработавших гарантийный срок 85 или 59,9%, 1999год - 148 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок 62,5 или 42,2%, 2000 год- 94 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок- 27 или 28,7%, 2001 год – 109 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок – 32 или 29,4%).

На (рис. 3.2) приведены данные по ремонтам скважин и не отработавших гарантийный срок ремонтов по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1.

 

Рис. 3.2 Данные по ремонту скважин не отработавшие гарантийный срок

 

Из (рис. 3.2) видно, что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось.

По причинам виновности ремонты по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1 распределились следующим образом:

 

Таблица 3.3 Распределение ремонтов по вине предприятий

Структурное подразделение	1998		1999		2000		2001
	Всего	%	Всего	%	Всего	%	Всего	%
УРС	-		13,5	21,6	8	29,6	2,5	8,6
ЛЭС	26	30,6	15,5	24,8	4	14,8	6	20,6
КЦТБ	2	2,4	3	4,8	1	3,7	1	3,3
ЦДНГ	43	50,6	22	35,2	8	29,6	14,5	46,3
УПНПиКРС	-		1,5	2,4	1	3,7	1	3,3
Не установлено	14	16,4	6	9,6	3	11,1	6	20
Эксперимент	-		1	1,6	1	3,7	1	3,3
Всего:	85	100	62,5	100	27	100	32	100

 

 

Рис. 3.3 Ремонты не отработавшие гарантийный срок по вине предприятия на Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1

За рассматриваемый период по НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1 произошло уменьшение количества ремонтов не ОГС со 85 до 32.

Анализируя распределение ремонтов по виновности структурных подразделений можно отметить:

По НГДУ "Когалымнефть"ЦДНГ-1 за 12 месяцев 2001 года произведено 14,5 ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. что составляет 46,3% от общего количества ремонтов. Среднемесячная величина по сравнению с 1998 годом уменьшилась на 1,08 и составила 2,42 ремонта в месяц. Выход из строя УЭЦН не ОГС по вине ЦДНГ довольно высок и составляет 46,3 % от общего количества преждевременных ремонтов.

• Уменьшилось количество преждевременных отказов УЭЦН по вине КЦТБ (на 0,17 рем. в месяц), по вине ЛЭС (на 1,76 рем. в месяц).
• Произошло снижение количества преждевременных отказов УЭЦН по вине УРС (на 0,9 рем. в месяц), по вине подрядных организаций (на 0,21 рем. в месяц), по не установленным причинам преждевременных отказов установок УЭЦН (на 0,67 рем в месяц).

Рассматривая ремонты УЭЦН, не отработавших гарантийный срок по разделу ЦДНГ, можно выделить несколько моментов:

Уменьшилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине засорениям механическими примесями на 1,5 ремонт в месяц, по причине солеотложения на 1 ремонт в месяц

• Увеличилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине ГТМ (на 2 рем. в 2000 году до 11 ремонтов в 2001 ). Общая наработка по проведенным в 2001 году ГТМ на скважинах НОГС составляет 261,7 суток. При подсчете проведения ГТМ получен прирост 143 тонны, в среднем на 1 скважину прирост 20 т/сут.

В целом можно заметить, что количество преждевременных ремонтов в период с 1998 по 2001 год увеличилось в 2 раза, за счет проведения ГТМ на скважинах НОГС. Если рассмотреть количество преждевременных ремонтов без ГТМ, то видно снижение количества ремонтов по вине, как ЦДНГ, так и подрядных организаций.

 

 

3.5 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

 

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1. Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.
2. Рекомендуется внедрять углепластиковые рабочие органы, которые повышают чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса и повышают гидродинамические характеристики насоса. Также углепластиковые рабочие органы легче в 7 раз чугунных рабочих органов, что понизит вибрацию насоса т.к. вибрация является основной причиной всех видов расчленений.
3. Для борьбы с солеотложениями рекомендуется применять углепластиковые рабочие колеса и обработка скважин ингибиторами солеотложений, например, реагентами типа ТХ – 1312 и ХПС – 001 Когалымского завода химреагентов.