Распределение фонда скважин по обводненности

Диапазон обводненности, %	% скважин
0-20	25
20-40	13
40-60	8
60-90	21
>90	34

 

Рис.2.8 Распределение фонда скважин по обводненности

 

Как было сказано в анализе разработки эксплуатация фонда скважин на Хохряковском месторождении осуществляется установками российского производства, а также установками REDA c диапазоном номинальной подачи от 30 до 1600 м3/сут (рисунок 2.9).

Рис.2.9 Распределение скважин по номинальной производительности

 

Согласно диаграмме основная часть фонда Хохряковского месторождения оснащена высокодебитными насосными установками, которые имеют теоретические дебиты более 100 м3/сут, причем большая часть импортного производства REDA, REDA EZ Line.[10]

Рассмотрим условия работы УЭЦН на Хохряковском месторождении за январь 2020 г. Коэффициент подачи насоса является важной характеристикой его работы и определяется как отношение действительной подачи насоса к теоретической (паспортной) подаче. На рисунке 3.6 изображено распределение фонда скважин Хохряковского месторождения по коэффициенту подачи.

Рис.2.10 Распределение фонда скважин по коэффициенту подачи

 

Ниже на рисунке 2.11. представлена гистограмма распределения фонда скважин с УЭЦН в зависимости от величин динамических уровней жидкости Нд, из которого следует, что число скважин со значениями Нд 2200 -2700 м. составляет около 1/2 от их общего числа.

Эта группа скважин характеризуется меньшей обводненностью в пределах 46 - 29 %, но низкими динамическими уровнями, поэтому для нее невозможна интенсификация отбора, т.е. еще большее понижение уровня Нд.

Остальная часть скважин отличается повышенной обводненностью (более 90 %), поэтому следует ожидать, что при интенсификации этих скважин обводненность продукции может еще более увеличиться и привести к падению дебитов нефти. Дальнейшая интенсификация также невозможна.

По отношению значения динамического уровня скважины к значению глубины спуска насоса можно судить об интенсивности работы установки. Приближение отношения Ндин/Нсп к единице свидетельствует о том, что динамический уровень приближается к установке и дальнейшая интенсификация невозможна.

Анализ причин отказов УЭЦН

Рассмотрим причины преждевременных отказов УЭЦН (по результатам первого этапа расследования) на примере фонда скважин Хохряковского месторождения (рисунок 2.11).

Анализ причин выхода из строя УЭЦН на Хохряковском месторождении за 2009 год показал, что основная часть отказов происходит из-за R=0 – 53 %, что вызвано нарушением изоляции кабеля и двигателя. Значительная часть отказов – 28 % происходит в результате заклинивания насоса, что связано с наличием большого количества мех. примесей, проппанта в секциях насоса и приёмной сетке насоса. В основном на скважинах, на которых был проведен ГРП идёт интенсивный вынос проппанта, что отрицательно влияет на работу установок и ведет к износу и выходу из строя насосов, их заклиниванию. Одновременно подклинивание приводит к повышенным токовым нагрузкам и отрицательному воздействию на ПЭД и кабель.

Рис.2.11  Причины подъема УЭЦН

Большая часть отказов происходит из-за снижения или отсутствия подачи – 11 %, что может быть связано с засорением приемной сетки насоса механическими примесями, а также с нарушением исправности вала двигателя или муфтового соединения.

Хотелось бы отметить, что при демонтажах оборудования при ТКРС, часто отмечается оплавление токоввода, это возможно при выводе на режим без охлаждения ПЭД или из-за увеличенных глубин спуска УЭЦН, так как эксплуатация их на предельно низких динамических уровнях, приводит к повышенному температурному воздействию на кабель и муфту токоввода. Основными причинами отказов по вине ООО «ЭПУ-Сервис» являются: некачественный ремонт кабеля; некачественный монтаж УЭЦН. [3]

Рис.2.12  Диаграмма по отказавшим узлам

 

Рассмотрим результаты второго этапа расследования (демонтаж УЭЦН) на Хохряковском месторождении.

Диаграмма по причинам отказов насосов, выявленным в результате демонтажа УЭЦН на Хохряковском месторождении представлена на рисунке 3.8.

Согласно диаграмме наибольшее число отказов происходит из-за механических примесей (28 %). Засорение приемной сетки насоса механическими примесями происходит из-за интенсивного выноса частиц из пласта, что является следствием проведения гидроразрыва пласта на месторождении, а также избыточной депрессии на пласт.

Сетка приёмного модуля забивается частицами, выносимыми из пласта и отложениями солей, в результате прохождение жидкости за единицу времени снижается, увеличивается нагрузка на двигатель и защита отключает его по перегрузке. После нескольких отключений установка чаще всего выходит из строя. [8]

В категорию «необеспечен приток» (17 %) попали скважины, в которых также был проведен ГРП и скважины с наличием солеотложений на рабочих органах насоса. Следствием засосрения рабочих органов насоса мех. примесями и солеотложениями является снижение подачи насоса, либо ее полное прекращение. Большое значение имеет подбор правильной установки для условий конкретной скважины, но отказов не произошло по вине УДНГ (брак подбора УЭЦН), в результате подбора неподходящих установок.

Значительная часть отказов (12 %) происходит по причине коррозии. Коррозионный износ двигателя, протектора, гидрозащиты, коррозия брони кабеля и удлинителя, а также секций насоса является серьезной проблемой на Хохряковском месторождении.

Солеотложения также являются проблемой при эксплуатации скважин Хохряковского месторождения, 12 % отказов произошла по этой причине. По вине солеотложений происходит заклинивание насоса, а также снижение или прекращение подачи (при отложении солей на приемной сетке насоса).

Брак двигателя по вине завода-изготовителя является причиной отказа в 2 % случаев. А брак ремонта гидрозащиты, кабеля и насоса составляет 1, 3 и 2 % соответственно.

Ещё одну категорию отказов составляют отказы по причине механического повреждения кабеля (3 %), что может быть следствием нарушения технологии спускоподъемных операций при ТКРС

Полет (слом корпуса ловильной головки, слом корпуса ПЭД и т.д.) является причиной отказов для 3 % скважин.

Рисунок 2.13 наглядно показывает наиболее уязвимые части УЭЦН на Хохряковском месторождении

 

Рис.2.13 Причины отказов УЭЦН на Хохряковском месторождении

 

2.3 Мероприятия и рекомендации по повышению эффективности работы фонда скважин

 

Снижение отказов по причине засорение мехпримесями:

- Закуп и внедрение насосовЭЦН в износостойком исполнении. Организовать использование новых комплектов УЭЦН при освоении новых скважин из бурения и стимулированных ГРП"

- Закуп и внедрение обратных клапанов КОШ-73 со шламоуловителем (шламовая труба ТШБ 42х73) по фонду скважин осложнённых повышенным содержанием мехпримесей (более 100 мг/литр)

-Закуп и внедрение фильтров-насадок от мехпримесей STRONG ФНТ-75-150-4500-85-НКТ-73-Н по фонду скважин осложнённых повышенным содержанием мехпримесей

- Закуп забойных фильтров ФС-73х30х3000 и внедрение их в комплекте с пакерами 3ПОМ-Ф на скважинах ЧРФ осложнённых повышенным содержанием мехпримесей

- Закуп забойных пакеров 3ПОМ-Ф-122-700 и внедрение их в комплекте с забойными фильтрами ФС-102х30х3000 по фонду скважин ЧРФ осложнённых повышенным содержанием мехпримесей

- Закуп и внедрение входных модулей ЖНШ от мехпримесей на скважинах ЧРФ осложнённых повышенным содержанием мехпримесей (производство ООО "НОВОМЕТ")

Снижение отказов по причине солеотложения:

- Определить по действующему фонду УЭЦН "СОЛЕОСЛОЖНЁННЫЙ

- Фонд скважин" для адресного распределения мероприятий по предотвращению отказов

- Организовать контроль применения в ЦДНГ УДЭ (дозирование хим. реагента) на скважинах осложнённых солеотложениями

- Обеспечить при запуске и выводе на режим УЭЦН в скважинах с УДЭ закачку в кольцевое пространство ударную дозировку ингибитора

- Закачка в пласт большеобъёмных ингибирующих компазиций SQUEEZE (по программе "Солезащита", в рамках комплексной программы ОАО "НК Роснефть", работает группа Системы Новых Технологий)

- Провести закуп и внедрение погружных контейнеров для предотвращения солеотложений (конструкция "контейнер-насадка с ингибитором + ПЭД") производства ЗАО "НОВОМЕТ-Пермь"

- Обеспечить добавление в раствор глушения ингибиторов солеотложений при глушении скважин осложнённых солеотложениями и на скважинах с раствором плотностью выше 1,05 г/см3

- Обеспечить контроль при подготовке растворов глушения с ингибитором

- Применение ЭЦН со ступенями ЖКП (жидкокристалический полимер)

- Организовать отбор проб твёрдых отложений с узлов УЭЦН при демонтаже и передачу их в лабораторию ООО "ФХТН-Стрежевой"

- Удаление солеотложений с помощью кислотных обработок с ЭПО (программа "Солезащита")

- Покрытие рабочих органиов ЭЦН полимерами с низкой адгезией к солям (программа "Солезащита"в рамках комплексной программы ОАО "НК Роснефть", работает группа Системы Новых Технологий)

Снижение отказов по причине необеспечен приток:

- Обеспечить на скважинах категории "Кандидаты на ИДН в ГТМ" проведение дополнительных исследований (замеры пластовых давлений и отжатия Нд)

- Увеличение парка Частотных преобразователей (СУ-630ЧРФ12ТОВ2 и СУ-1000ЧРФ12ТОВ2)

-  Провести закуп исследовательских приборов "СУДОС-МК" и "СУДОС-мини 2" с генераторами акустических импульсов. Провести распределение по Цехам ДНГ с учётом действующего фонда и его осложнённости

- Обеспечить определение целесообразности проведения ремонтов на скважинах низкодебитного фонда (с дебитом по нефти до 2 тонн/сут) Постановку бригады ТКРС на скважины низкодебитного фонда не производить без расчёта экономической эффективности

- Установка програмных ячеек на СУ типа ШГС и установка жесткой программы откачка, восстановление по программной ячейке на фонде АПВ.

Подбор оборудования с более гибкими характеристиками по истории работы скважин.

Снижение отказов по причине негерметичности НКТ:

- Закуп НКТ различной номенклатуры для обновление парка по приоритетным месторождениям

- Обеспечить создание резерва подвесок новых и ремонтных НКТ на месторождениях в объёме одного месячного запаса.

- Произвести закуп и внедрение опрессовочных клапанов для НКТ-102мм и НКТ-114мм

- Контроль за спусками УЭЦН на НКТ с количеством СПО соответствущим требованиям.

- Обеспечить бригады защитными колпачками на НКТ для сохранения резьбовых соединений.

Предупреждение отказов по причине механического повреждения кабеля:

- Закуп и применение при спуске УЭЦН в скважину протекторов для НКТ 60мм, 73мм, 89мм, 102мм, 114мм с муфтами

- Закуп и применение при спуске УЭЦН протектолайзеров

- Разработать и внедрить "КАРТУ спуска УЭЦН" регулирующую скорость спуска в зависимости от кривизны ствола скважины

-Обеспечить 100% контроль за центровкой мачты подъемного агрегата силами супервайзеров УСТиС

- В случае частых мех.повреждений в определенной скважине повторно прописывать инклинометрию.

- Обеспечить контроль за спуском шаблона при заглублении или смене габарита УЭЦН

Снижение отказов по причине высокий газовый фактор и высокая температура пласта

- Закуп и применение термостойких ПЭД с телеметрической системой (ТМС) в комплекте с термостойкой Гидрозащитой

- Провести замер температур на выкиде из насоса при рабочей скважине различных типоразмеров на различных глубинах, выработать критерии расчета комплектации кабельных линий с учетом проведенных исследований.

- Закуп и применение термостойкого кабеля (температура 230гр.) для изготовления удлинителей

Направленные на предотвращение отказов по причине парафиноотложения

- Обеспечить удаление парафиноотложений с внутренних стенок НКТ с помощью скребкрв-центраторов

- Обеспечить контроль за работой АДП

Снижение отказов УЭЦН фонда АПВ и фонда с нестабильным электроснабжением:

- Увеличение парка Станций Управления с плавным пуском СУ-630ППТОВ2

- Обновление парка трансформаторов ТМПН

- Обеспечить на этапах "демонтаж ЭПО" и "разбор ЭПО на базах" определение состояния, разбор Дополнительного оборудования, новых узлов ЭПО и качественное расследование причины отказа

- Приобретение тепловизоров - проведение ППР по результатам тепловизоров, контроль за проведением ППР в целом.[11]

Снижение отказов по причине брак монтажа и организационных причин:

- Подготовка, переподготовка и обучение, тестирование монтажников УЭЦН.

- Подготовка, переподготовка и обучение, тестирование электромонтёров по обслуживанию УЭЦН.

- Подготовка, переподготовка и обучение технологов по ВНР УЭЦН

- Тестирование электромонтёров по монтажу УЭЦН

- Тестирование электромонтёров по обслуживанию УЭЦН

- Провести тестирование сотрудников технологических служб ЭПУС на предмет знаний технологических регламентов, инструкций по работе с УЭЦН

-  Проведение организационно-технических совещаний с представителями Заказчика

- Проведение организационно-технических совещаний по итогам проведённых "Дней Качества"

- Обеспечить проведение на базе ООО "ЭПУ-Сервис" 100 %входного контроля:- всех новых узлов УЭЦН; - всех новых кабельных линий; - всего ЗиП для ЭПО поступающего на базу

Снижение отказов по причине брак ремонта ПЭД:

- Обеспечить ремонт лобовой ПЭД методом гильзевания выводных концов статора и изолирование термоусадочной трубкой

- Обеспечить дополнительно проведения мойки статоров ПЭД маслом МДПН, после мойки сальвентом

- На малодебитном фонде скважин применение кожухов ПЭД для достаточного охлаждения двигателя.

- Провести закуп и внедрение на ремонтном участке стенда проверки прямолинейности и износа статорного железа ПЭД.

 

Рекомендации по повышению эффективности работы фонда скважин Хохряковского месторождения

Кроме запланированного комплекса мероприятий по повышению эффективности работы насосных установок можно порекомендовать применение комплексного привода на базе вентильного электродвигателя с системой телеметрического контроля и регулирования параметров работы насосной установки для адаптации ее характеристики к параметрам скважины. Привод работает в комплекте с насосами, кабельными линиями, и трансформаторами, используемыми в составе обычных УЭЦН с асинхронными погружными электродвигателями типа ПЭД. Диапазон регулирования частоты вращения электродвигателя – 500- 3500 об/мин.

По сравнению с традиционными асинхронными ПЭД вентильные двигатели обладают целым рядом характеристик, делающих их применение привлекательным с экономической точки зрения. Использование вентильного электродвигателя в качестве привода УЭЦН позволяет изменять частоту вращения вала в расширенном диапазоне, а значит максимально оперативно реагировать на изменение дебита скважины и динамического уровня без производственных остановок и проведения спуско-подъемных операций. Принципиальное отличие вентильных двигателей от серийных асинхронных ПЭД заключается в возможности регулирования частоты вращения за счет изменения силы тока, в то время как скорость вращения асинхронного двигателя можно регулировать, лишь изменяя частоту тока с помощью частотных преобразователей. Таким образом, более простая конструкция вентильного электродвигателя позволяет регулировать частоту оборотов без применения дополнительного дорогостоящего оборудования – частотно-регулируемых приводов (ЧРП).

Значение КПД вентильного электродвигателя гораздо выше – более 90%, и оно почти не изменяется при колебаниях напряжения питающей сети, а также при изменении нагрузки на привод, за счет более высокого КПД вентильные электродвигатели меньше перегреваются, что увеличивает ресурс изоляционных материалов и позволяет сократить количество отказов по причине оплавления кабеля в месте кабельного ввода.

Анализ результатов ревизии узлов УЭЦН, подвергшихся расчленению и «полетам», показывает, что основной причиной разрушений является вибрация под воздействием возмущающей силы, возникающей в центробежных насосах в результате износа радиальных опор рабочих органов в абразивной среде, и химической коррозии.

Радикальным техническим решением снижения нагрузок на опорные поверхности рабочих органов ЭЦН, снижения амплитуды вибрации и величины возмущающей силы является установка в насосе промежуточных подшипников, износостойких в абразивной среде с твердостью частиц до 7 баллов по Моосу. Использование насосов с двухопорными ступенями существенно снижает количество отказов и повышает наработку на отказ. В тоже время стоимость таких насосов существенно выше и ремонт их требует больших затрат высококвалифицированной рабочей силы. Такие насосы могут быть рекомендованы в первую очередь для высокодебитных низкообводненных скважин, простой которых существенно снижает суммарную добычу нефти.

В целом, применение механизированной добычи для условий Хохряковского месторождения является оптимальным способом подъема жидкости в скважинах. Дальнейшая стабилизация работы электроцентробежных насосов на месторождении возможна при расширении комплекса работ по исследованию скважин, корректному подбору ЭЦН в соответствии с продуктивностью скважин и уточненными физико-химическими свойствами флюидов, расширении использования износостойкого оборудования, способного работать в интенсивных условиях эксплуатации, а также в результате выполнения плановых мероприятий по борьбе с осложнениями. [5]

 

ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ