Анализ состояния фонда скважин

Анализ работы фонда добывающих скважин

По состоянию на 2018 г. пробуренный фонд составляет 740 скважин.
В действующем фонде находятся 524 скважины, в т.ч. 421 добывающих
и 103 нагнетательных.

Анализ работы фонда добывающих скважин приведен на рисунке 2.5.

С дебитом жидкости менее 10 т/сут работают 98 скважин (по 44 %).

Значительная часть скважин фонда (50 скважин, 22 %) работают с дебитом жидкости от 10 до 20 т/сут, 26 скважин (12 %) с дебитом от 20
до 50 т/сут.

С дебитом жидкости от 50 до 100 т/сут работают 16 скважин (7 %).
С дебитом от 100 до 200 т/сут работают 24 скважины (11 %) и 10 скважин (4 %) работают с дебитом жидкости, превышающим 200 м/сут.

Больше половины скважин фонда месторождения (123 скважины, 55 %) работают с дебитом нефти менее 2 т/сут, 63 скважины (28 %) с дебитом нефти от 2 до 5 т/сут.

С дебитом нефти от 5 до 10 т/сут работают 18 скважин (8 %), с дебитом нефти от 10 до 20 т/сут -17 скважин (8 %), три скважины (1 %) с дебитом нефти более 20 т/сут.

Средний дебит нефти составил 3,1 т/сут, жидкости 41,3 т/сут.

Рисунок 2.5 - Распределение скважин по основным показателям разработки месторождения в целом

Фонд добывающих скважин обводнен. С обводненностью менее 2 % работает одна скважина, до 20 % - 38 скважин (17 %), до 50 % - 25 скважин (11 %).

Оводненность нефти от 90 до 95 % у 17 скважин (8 %), 27 скважин (12 %) работают с обводненностью от 95 до 98 % и с обводненностью более 98 % работает 56 скважин (25 %).

В целом по месторождению средняя обводненность составляет 92,6 %.

Весь действующий добывающий фонд Игровского месторождения, составляющий 421 скважину, полностью механизирован, в т.ч. 58 скважин оборудованы УЭЦН, 360 скважин- УШГН и три скважины – УЭДН
(рисунок 2.6). Проектный фонд скважин на месторождении реализован.

Рисунок 2.6 - Распределение добывающих скважин по видам ГНО

На Игровском месторождении, вследствие высокой вязкости и низкой газонасыщенности нефтей и образования эмульсий, фонтанный способ эксплуатации применялся лишь на начальном этапе разработки.

Анализ работы фонда скважин, оборудованного УШНГ

На месторождении для подъема жидкости используются установки штанговых насосов типоразмеров: НВ1Б-27 (114 скважин), НВ1Б-32
(154 скважины), НВ1Б-38 (36 скважин), НВ1Б-44 (11 скважин), НВ2Б-44
(13 скважин), ННШ-44 (21 скважина), НВ2Б-57 (11 скважин).

Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 928 до 1450 м при среднем значении 1321 м. Динамический уровень в скважинах находится от 384 до 1335 м, при среднем значении 1085 м. Расчетная минимально допустимая глубина погружения насосов под динамический уровень составляет от 50 до 300 м.

Фактическое среднее значение забойного давления составляет 3,5 МПа (Рзаб min = 1,2 МПа, Рзаб max = 8,7 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах 1,4-11,6 МПа.

Отношение Рзаб/Рнас составляет в среднем 1,04.

В связи с низким добывным потенциалом скважин, для добычи применяются, в основном, насосы вставного типа с внутренним диаметром 27 и 32 мм.

Анализ работы фонда скважин, оборудованного УЭЦН

По состоянию на 2018 г. на месторождении для подъема жидкости используются следующие электроцентробежные насосы: ЭЦН-20 (4 скважины), ЭЦН-40 (7 скважины), ЭЦН-80 (11 скважин), ЭЦН-125 (12 скважин), ЭЦН-160 (14 скважин), ЭЦН-250 (10 скважин).

Глубина спуска насосной установки изменяется в пределах от 1126
до 1405 м при среднем значении 1278 м. Динамический уровень в скважинах находится в пределах от 402 до 1142 м при среднем значении 946 м.

 Фактическое среднее значение забойного давления составляет 5,2 МПа (Рзаб min=3,2 МПа, Рзаб max=9,2 МПа), что обеспечивает депрессию на пласт в пределах от 2,4 до 6,5 МПа.

 Расчетное допустимое минимальное погружение насосов под динамический уровень, исходя из максимально допустимого газосодержания на приеме 0,25, составляет от 100 (при обводненности более 90 %) до 300 м (при обводненности менее 30 %).

Скважинное оборудование работает в пределах своих рабочих характеристик. Отношение Р_заб/Р_нас составляет в среднем 0,7.

2.5 Сравнительный анализ технологической эффективности
УЭЦН и УСШН

Технологическая надежность оборудования

Рассмотрим типы ГНО, эксплуатируемого в условиях Игровского месторождения, с точки зрения технологической надежности.

На Игровском месторождении средняя наработка на отказ скважин с УШНГ составляет 267 сут.

За период 2016-2018г.г. причинами выхода из строя УШНГ (277 отказов) являются:

-обрыв или отворот штанг (128 отказов – 45,8%),

-негерметичность клапанов (90 отказов – 32,3% всех отказов),

-негерметичность лифта и подвески НКТ (21 отказ – 7,5%),

-прочие по оборудованию (11 отказов – 3,9%),

-высоковязкие эмульсии (8 отказов – 2,9%),

-брак ШСНУ (6 отказов -2,2%),

засорение механическими примесями (4 отказа – 1,4 %),

-парафиноотложение (3 отказа – 1,1%), полет (3 отказа – 1,1%),

-солеотложения ШСНУ (1 отказ – 0,4%).

Основными причинами отказов в работе ШГН являются износы плунжеров насосов, утечки в клапанных парах износ и заклинивание насосов, что составляет 85,6% от всех отказов ГНО.

Утечки в клапанных парах насосов, откачивающих вязкую жидкость из пластов, могут быть связаны с инерционностью работы клапанов, обусловленной влиянием динамической вязкости жидкости. Увеличение динамической вязкости добываемой эмульсии нарушает синхронность работы запирающих узлов клапанов и снижает подачу ШГН, при этом коэффициент подачи падает до 0,2 и вплоть до полного срыва.

По состоянию на 2018 г. в простаивающем фонде скважины числятся шесть скважин. Причинами простоя скважин являются: ремонт оборудования УШНГ (50%), отсутствие подачи (33%), ВНР (25%).

За аналогичный период средняя наработка на отказ УЭЦН за тот же период составляет 564 сут. Таким образом, продолжительность работы УЭЦН между ремонтами превышает работу УШГН на 297 суток или на 112%.

Основными причинами выхода из строя УЭЦН (12 отказов) являются:

-неисправность оборудования (9 отказов – 75 %),

-засорение механическими примесями (1 отказ - 8 %),

-негерметичность НКТ (1 отказ – 8%),

-конструкция скважины (1 отказ – 8 %).

Для УЭЦН основной причиной выхода из строя является неисправность оборудования, таким образом основным направлением для повышения надежности работы ГНО является более тщательный подбор производителя и типоразмера насосов для условий Игровского месторождения.

Сравнительный анализ энергопотребления УЭЦН и УШГН

Рассмотрим энергоэффективность применения ГНО разного типа при одинаковой производительности.

Анализ энергопотребления УЭЦН и УСШН проводился в несколько этапов. На первом этапе была выбрана скважина дебитом по жидкости 12 м³/сут и обводненностью нефти 58%, эксплуатирующаяся при помощи
УЭЦН-15.

Во время работы насоса в установившемся режиме были выполнены замеры энергопотребления и дебита жидкости. После отказа УЭЦН в данную скважину был спущен штанговый насос НВ-29.

После вывода на режим, соответствующий режиму работы центробежного насоса, был проведен замер энергопотребления при помощи счетчика ПСЧ-4ТМ.

В результате при одинаковом уровне добычи жидкости 12 м3/сут потребляемая мощность снизилась в 2 раза – с 19 до 9 кВт, удельное энергопотребление – в 2,1 раза (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Результат снижения энергозатрат от смены УЭЦН на УСШН по добывающей скважине №562 (Pакт – активная мощность; qж – дебит жидкости)

На втором этапе анализа были проведены замеры потребляемой мощности по 30 скважинам, эксплуатируемым с помощью УСШН.

Полученные данные сравнили с параметрами работы семи скважин фонда УЭЦН-15, эксплуатируемых на тех же глубинах спуска, что и исследуемый фонд УСШН (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Сравнение энергозатрат фонда УЭЦН и УШГН

Для объективности оценки анализировался показатель удельного энергопотребления, а не снижение абсолютной мощности. В итоге энергоэффективность фонда УСШН оказалась в 2,4 раза выше.

Отметим, что в данном анализе рассматривался самый низкоэффективный типоразмер ЭЦН-15, к.п.д. которого равен 25%.

Следует подчеркнуть, что исследованные установки работали в точке максимального к.п.д. Сравнительный анализ в диапазоне подач 15-30 м³/сут (НВ-44, ЭЦН-25, ЭЦН-30) не проводился, так как отсутствовали данные по энергопотреблению УСШН данного типоразмера.

В то же время необходимо понимать, что большие типоразмеры УСШН не всегда можно рассматривать как альтернативу УЭЦН, в первую очередь вследствие ограничений их применимости по глубине спуска и низкой надежности.

Следует отметить, что низкий КПД характерен только для малопроизводительных УЭЦН с номинальной подачей в диапазоне10-35 м³/сут. Данная особенность УЭЦН была отмечена в работе [1].

В итоге малый к.п.д. низкопроизводительных УЭЦН формирует высокие удельные энергозатраты. Так, к.п.д. УЭЦН5-15 производства АО «Борец» равен 24 %, а УЭЦН5-50 того же завода – 48 % (рисунки 2.9).

На рисунке 2.10 показан пример изменения удельного энергопотребления в зависимости от дебита жидкости на фонде УЭЦН
 ООО «Башнефть – Добыча».

 

Рисунок 2.9 - Зависимость к.п.д. УЭЦН от дебита жидкости

Рисунок 2.10 - Зависимость удельных энергозатрат УЭЦН от дебита жидкости

Из рисунка 2.10 видно, что удельное энергопотребление УЭЦН в диапазоне подач до 50 м3/сут в 2,3 раза выше, чем в диапазоне 50-500 м3/сут.

Насколько актуальна эта проблема для Игровского месторождения, можно сделать вывод по разделу 2.4- доля скважин с дебитом по жидкости
до 20 м³/сут составляет 66%.

Исследования показали, что выбор типа ГНО для эксплуатации низкодебитных скважин Игорского месторождения, является нетривиальной задачей: с одной стороны, межремонтный период для УШГН практически в два раза ниже, чем для погружного центробежного оборудования. С другой стороны, энергопотребление низкопроизводительных УЭЦН значительно превышает УШГН.

Таким образом, основным решением для оптимизации эксплуатации скважин в условиях Игровского месторождения является увеличение доли добывающего фонда, оборудованного УЭЦН, с внедрением энергосберегающих технологий.