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 3.12). 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 3.12 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 3.13), 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 3.13 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.

В таблице 3.14 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 3.14 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.

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.