3.4 Осложнения при эксплуатации скважин

Основными осложнениями при эксплуатации скважин Повховского месторождения являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), гидратопарафиноотложения, солеотложения, мехпримеси.

Аспо и гидратопарафиноотложения

Фонд, осложненный АСПО, составляет 406 скважин (26%) (таблица 3.4.1.). Для борьбы с парафиноотложениями на Повховском месторождении применяются тепловые (горячие промывки агрегатами АДПМ, тюбинговая техника, 6% скважино-операций) и механические (скребки, 94% скважино-операций) методы.

Таблица 3.4.1. Фонд скважин, осложненный парафиноотложениями, на 01.01.2008 г.

Способ эксплуатации	Объект БВ8							Итого по объекту БВ8
	Участок
	2а	3	4	5а	5б	6
	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.
ЭЦН	10	6	37	121	87	89	350
ШГН	1		21	15	14	5	56
Итого	11	6	58	136	101	94	406

Фонд, осложненный гидратопарафиноотложениями, составляет 227 скважин (15%) (таблица 3.4.2.), в основном это низкодебитные скважины, оборудованные ШГН (80%).

Для борьбы с гидратопарафиноотложениями используются тепловые обработки продукции скважин агрегатами АДПМ (74% скважино-операций) и механические скребки (26%). Гидратопарафиноотложения присутствуют на всех участках горизонта БВ₈ и в скважинах горизонта ЮВ₁.

Образование парафиновых и гидратопарафиновых отложений является следствием сложных превращений продукции скважин при ее движении к устью.

Таблица 3.4.2. Фонд скважин, осложненный гидратопарафиноотложениями, на 01.01.2008 г.

Способ эксплуатации	Объект БВ8										Всего по объекту БВ8		Объект ЮВ1		Итого
	Участок
	1	2а	2б	2в	3	4	5а	5б	6
	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.	шт.		шт.		шт.
ШГН	21	21	46	28	42	3	1	1	1	164		17		181
ЭЦН	2	12	2	2	9	5	4	2	3	41		5		46
Итого	23	33	48	30	51	8	5	3	4	205		22		227

Выпадение парафинов из пластовых нефтей определяется термобарическими режимами течения газо-жидкостных смесей.

Как известно, гидраты образуются при низкой температуре и повышенном давлении.

Т аблица 3.4.3. Динамика изменения осложненного фонда скважин по ЦИТС- «П»

В таблице 3.4.4. приведены средние технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН, с гидратопарафиноотложениями и без отложений. Максимальное значение гидратопарафиноопасного дебита по объекту БВ₈ - 65 м³/сут. и по объекту ЮВ₁ - 22 м³/сут.

Таблица 3.4.4. Средние технологические показатели работы скважин, оборудованных УЭЦН, с гидратопарафиноотложениями и без отложений

Показатель	БВ8		ЮВ1
	С гидратопа-рафино-отложениями	Без отложений	С гидратопа-рафино-отложениями	Без отложений
Глубина спуска насоса, м	2238	2246	1985	2261
Динамический уровень, м	1429	1376	1154	1185
Дебит по жидкости,м3/сут.	28.3	54.5	13.8	60.8
Обводненность, %	65.4	76.6	52.8	27.6
Давление на устье, МПа	11.1	11.4	14.3	10.9
Температура на устье, град. С	12.7	24.5	6.2	27.4
Пластовое давление, МПа	22.2	23.1	23.6	21.1
Забойное давление, МПа	12.4	11.9	17.1	15.4

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 на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ

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.

4. При осложнении эксплуатации скважин парафиноотложениями следует применять механический способ борьбы, такой как спуск механических скребков и применять двухступенчатую подвеску УЭЦН.

Выводы и рекомендации

Наработка на отказ скважинного оборудования – это составляющий показатель работы, как предприятий занимающихся эксплуатацией оборудования, так и сервисных предприятий по замене и ремонту насосного оборудования. Рассмотрим факторы влияющие на наработку УЭЦН.

Таблица 3.4.5. Оптимизации ГНО

	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Количество скв.	6	106	44	116	125	144	93	136	136
Дополнительная добыча, тыс.т	32	1037	334	599	809	812	725	796	772
Средний прирост на 1скважину	5.3	9.8	7.6	5.2	6.5	5.6	7.8	5.9	5.7

Используемая в настоящее время конструкция гидрозащиты не соответствует необходимому уровню надежности из-за элемента - резиновой диафрагмы. На уровень надежности резиновой диафрагмы влияют как качество сырья при изготовлении, так и технологические факторы – перепад давления на диафрагме, вызванный превышением скорости спуско-подъемных операций (эффект поршня), максимальным гидростатическим давлением на приеме насоса.

Снижение изоляции кабеля из-за выработки ресурса кабеля.

Не достаточное количество установок предназначенных для эксплуатации в осложнённых условиях, при большом содержании механических примесей.

Снижение отказов по причине механических примесей можно добиться за счет комплекса мероприятий ,который включает следующие мероприятия:

-контроль за КВЧ добываемой жидкости,

-контроль за качеством подготовки нефти,

-применение УЭЦН в износостойком исполнении,

-применение забойных фильтров.

Второй главной причиной преждевременных отказов является засорение рабочих органов УЭЦН солями. Процесс солеотложения зависит от свойств коллекторов. В основном в нашем регионе коллекторы сложены карбонатными породами. При заводнении закачиваемая вода в пласт размывает породы и абсорбируется. Процесс солеотложения можно замедлить или предотвратить. Для этого необходимо:

-применять на скважинах ингибиторы солеотложения.

-на скважинах подверженных солеотложению следует применять УЭЦН, рабочие колеса которых «полиамидные». Поверхность которых менее шероховатая и как в вследствие этого подвержена меньше к отложению солей.

При разборе насосного оборудования в большинстве случаев наблюдается односторонний износ рабочих колёс. Анализ показывает, что установки находятся в скважинах на глубинах, где темп набора кривизны минимален, следовательно, искривление происходит на спуске при прохождении искривлённых участков на больших скоростях. Поэтому на скважинах, где имеются аномально высокие углы набора кривизны, необходимо применение УЭЦН с меньшими габаритами и увеличением времени на спуск.

Необходимо также решить вопрос о применении шариковых обратных клапанов УЭЦН, предназначенных для определения герметичности НКТ, так как в настоящее время применяемые тарельчатые клапана не предназначены для опрессовок НКТ, а отсутствие достаточного количества НКТ прошедших дефектоскопию на КЦТБ приводит к повторным ремонтам УЭЦН из-за не герметичности НКТ.

ВЫВОД

Повховское месторождение открыто в 1972 году. Из всех открытых нефтяных залежей Повховского месторождения проектирование разработки велось только на залежи продуктивного комплекса БВ8-10 (90% начальных балансовых запасов месторождения , ЮВ1 (3,3%) и БВ7. Реализация проектных решений ведется только на объекты БВ8-10 и ЮВ1.

Процесс эксплуатации продуктивного комплекса БВ8 значительно осложнён совместной разработкой нескольких зональных тел. Вместе с увеличением степени неоднородности объекта повышается значимость вопросов регулирования.

В условиях нерегулируемой совместной разработки нескольких зональных тел с различающимися коллекторскими свойствами, заводнение каждого из них происходит разными темпами, резкое отставание выработки менее проницаемых тел в объекте будет обуславливать резкое удлинение срока разработки объекта за счет периода раздельной доразработки отстающих по степени выработки зональных тел.

Осложнения в разработке выражаются в неустойчивости профиля притока жидкости по мощности объекта, вплоть до прекращения поступления жидкости из отдельных интервалов, соответствующих телам с низкой проводимостью.

Выбранный вариант по продуктивному комплексу БВ8-10 предусматривает максимально возможную интенсификацию разработки тел с меньшей проводимостью. Основные мероприятия по регулированию темпа разработки отдельных зональных тел включают в себя раздельную закачку рабочего агента и гидроразрыв на тела с низкой проводимостью.

Наработка на отказ скважинного оборудования – это составляющий показатель работы, как предприятий занимающихся эксплуатацией оборудования, так и сервисных предприятий по замене и ремонту насосного оборудования. Рассмотрим факторы влияющие на наработку УЭЦН.

Так по вине ЛУКОЙЛ-ЭПУ Сервис, за 2007 год по Повховскому месторождению не отработали гарантийный срок эксплуатации - 27 установок, основными причинами являются:

-некачественный ремонт гидрозащиты – 15 установок,

-снижение изоляции кабеля – 6 установок,

-заводской брак – 4 установки,

-прочие – 2 установки.

Второй главной причиной преждевременных отказов по вине ЦДНГ является засорение рабочих органов УЭЦН солями. (2003г-34 скважины).

Процесс солеотложения зависит от свойств коллекторов. В основном в нашем регионе коллекторы сложены карбонатными породами. При заводнении закачиваемая вода в пласт размывает породы и абсорбируется Процесс солеотложения можно замедлить или предотвратить. Для этого необходимо:

-применять на скважинах ингибиторы солеотложения (ХПС-005).

-на скважинах подверженных солеотложению следует применять УЭЦН, рабочие колеса которых «полиамидные». Поверхность которых менее шероховатая и как в вследствие этого подвержена меньше к отложению солей.

При разборе насосного оборудования в большинстве случаев наблюдается односторонний износ рабочих колёс. Анализ показывает, что установки находятся в скважинах на глубинах, где темп набора кривизны минимален, следовательно, искривление происходит на спуске при прохождении искривлённых участков на больших скоростях. Поэтому на скважинах, где имеются аномально высокие углы набора кривизны, необходимо применение УЭЦН с меньшими габаритами и увеличением времени на спуск.

Необходимо также решить вопрос о применении шариковых обратных клапанов УЭЦН, предназначенных для определения герметичности НКТ, так как в настоящее время применяемые тарельчатые клапана не предназначены для опрессовок НКТ, а отсутствие достаточного количества НКТ прошедших дефектоскопию на КЦТБ приводит к повторным ремонтам УЭЦН из-за не герметичности НКТ.

В настоящее время бригады ПРС оснащены оборудованием не отвечающим современным требованиям для спуска оборудования и качественной подготовки скважины. За 2004 год причины связанные с нарушением технологии подземного ремонта –11,5 ремонта (негерметичность НКТ-2 ремонта, нарушении технологии ремонта-6, мех. повреждение кабеля-4,5).

На 2015 год по ТПП «Когалымнефтегаз» планируются следующие организационно-технические мероприятия по улучшению работы с механизированным фондом:

1.Внедрение насосов УЭЦН, позволяющих вести перекачку с КВЧ до 500 мг/л.

2.Производить выборочные проверки и тестирование готового оборудования.

3. Внедрение УЭЦН с газосепараторами на скважинах с высоким газовым фактором.

4.Обеспечить строгое соблюдение графиков обработок скважин скребками.

5.Обеспечивать при приемке документов после ПРС,КРС детальное описание подземного оборудования при подъеме.

6.Производить закупку УЭЦН с соединением секций по типу «фланец-корпус».

7.Продолжить внедрение гидрозащиты типа П92ДП (безкомпенсаторная гтдрозащита).

8.Продолжить внедрение российских УЭЦН с кабельными протекторами производства инофирм.

Внедрение мероприятий научно-технического прогресса имеет большое значение для рационального использования сырьевых, топливно-энергетических и других материальных ресурсов.